En una auditoría, correspondiente a la vigencia 2013 y finalizada en diciembre de 2014, la Contraloría General de la República evaluó la gestión de Ecopetrol relacionada principalmente con la producción y desarrollo de los campos Cupiagua y Cupiagua Sur, Teca-Cocorná y Palagua-Caipal.

La CGR detectó debilidades en los mecanismos de control establecidos para que Ecopetrol recibiera los campos Cupiagua y Palagua, al terminar los respectivos contratos de asociación.

El organismo de control estableció 9 hallazgos fiscales por $16.500 millones en esta auditoría. En total, la CGR determinó 97 hallazgos administrativos, de los cuales 24 tienen alcance disciplinario.

El caso Cupiagua

Según la Contraloría, Ecopetrol incurrió en un presunto daño patrimonial por valor de US$5.514.852, equivalentes a $9.443 millones, por omisión y falta de previsión al momento de firmar el acta de terminación del contrato de Asociación Santiago de las Atalayas.

El pozo Cupiagua XW37 no se encontraba en condiciones mecánicas adecuadas y la empresa debió incurrir en gastos por el monto señalado para solucionar una situación que debió atender en su momento el operador que entregó el pozo así (la compañía BP).

Para la recuperación de este pozo (de un cable y herramienta que impedían acceso al mismo), Ecopetrol se vio precisado a realizar contrataciones con compañías como Petrotiger Slick Line, Petrotiger Well Testing, Nalco y Weatherford, entre otras.

Gastos por recuperación ambiental en el campo Palagua

Se encontró también que ha faltado control y seguimiento por parte de Ecopetrol en el caso del campo Palagua, que durante el contrato de asociación era operado por la compañía Texas Petroleum Company.

Ecopetrol ha tenido que asumir el proceso de recuperación de impactos ambientales acumulativos por $7.483,7 millones desde el año 2005 al 2013, sin que se haya responsabilizado a la empresa extranjera de la recuperación de las situaciones que originó durante el contrato de concesión (antiguas piscinas que deben cerrarse y darles tratamiento final, así como tubería sin desmantelar).

Lo anteriormente descrito puede estar originando contaminación de suelos y aguas subterráneas por infiltración, advirtió la CGR.

Compra de tubería sin actualizar Plan de Manejo Ambiental

Al analizar el Contrato de Producción Incremental del campo Palagua-Caipal, y visitar el mismo, la CGR verificó que Ecopetrol y su Asociada Unión Temporal IJP destinaron partidas por $1.244 millones para adquirir 9.200 metros de tubería de 8 pulgadas con el objeto de utilizarla en un nuevo trazado del oleoducto Palagua-Vasconia.

Sin embargo, este material no se ha utilizado por cuanto no se ha actualizado el Plan de Manejo Ambiental para este proyecto que ha exigido la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales –ANLA y actualmente se encuentra apilado y expuesto no solo al deterioro físico y material sino a factores exógenos que comprometen su integridad.

Para la CGR, tales factores, junto a su inutilidad actual, aceleran su depreciación como activo de la compañía estatal, hecho que podría resultar lesivo a los intereses patrimoniales del Estado.

Menoscabo patrimonial por pagar licencia de tecnología que no se uso

En relación con el proyecto de “Estabilización de Condensados Cupiagua Etapas 1 y 2”, en ejecución, la Contraloría determinó que hay un fallido antecedente del mismo: la segunda etapa del proyecto Planta de Gas Cupiagua con la implementación de la tecnología Ortloff, que derivó en una gestión antieconómica por parte de Ecopetrol.

De acuerdo al contrato 5205048 del 22 de mayo de 2009, la empresa pagó $4.660 millones a la Compañía UOP CLL por los acuerdos de licencia de dicha tecnología y finalmente no hizo uso de esta, dado que a finales de ese mismo año se decidió no continuar la segunda fase del Proyecto al verificar que no existía mercado para la comercialización del GLP.

Para la CGR, el proyecto Estabilización de Condensados que actualmente desarrolla Ecopetrol, hace inviable e inejecutable la segunda etapa del proyecto Planta de Gas Cupiagua, donde se pretendía implementar la tecnología Ortloff.

Este segundo proyecto, señala el informe de auditoría, “no tuvo estudio preliminar serio y adecuado para detectar que no existía mercado para la comercialización de GLP, comprometiendo los recursos para la adquisición de la tecnología Ortloff y sus licencias, con lo que se da la certeza de un daño que menoscaba y lesiona los intereses patrimoniales del Estado”.

Incidentes ambientales en el campo Teca-Cocorná

En verificación realizada por la CGR al campo Teca-Cocorná se evidenció que entre los años 2012, 2013 y a septiembre de 2014, Ecopetrol S.A. ha reportado 66 incidentes ambientales por causa operacional, lo cual representó 86,62 barriles derramados, situación que obedece a problemas de corrosión externa e interna de líneas de flujo, fallas operacionales, de válvulas y equipos.

El costo de la atención de estos incidentes y la recuperación de las áreas afectadas en los años indicados implicó una afectación a los recursos naturales y al patrimonio estatal en cuantía de $561,65 millones. En ninguno de los eventos hubo caso fortuito y/o fuerza mayor, por lo que se trató de situaciones plenamente previsibles, consideró la CGR.

Dependencia operativa de terceros

El análisis de la Contraloría sobre los campos donde se centró la auditoría indica que hoy se está dando una dependencia operativa de terceros, que contradice que Ecopetrol opere al 100% tanto el área Cupiagua-Cupiagua sur como Teca-Cocorná.

Para la Contraloría, “su dependencia de alianzas, sinergias y contratos operaciones es total para la sostenibilidad de cada área recibida”.

De igual manera, se observó una dependencia total en los contratos de producción incremental como el suscrito para la explotación del área Palagua-Caipal, “cuyo equilibrio se está viendo amenazado por el precio actual del barril de petróleo, puesto que Ecopetrol tendría que asumir inversiones anticipadamente hasta en un 25% por los próximos años, a raíz de la disminución del precio WTI”. *

De esta manera, sostiene la Contraloría, se está desestimando la naturaleza del Contrato de Producción Incremental por cuanto su fin es que la que inversión en el área sea 100% del socio.

“En iguales condiciones podrían estar diferentes Contratos de Producción Incremental, no solo para la Regional Central sino para los campos en los departamentos del Huila y Tolima y en general en otras regiones del país, impactando de manera antieconómica la gestión de Ecopetrol S.A”.