El precio internacional le permitió a la petrolera aumentar su producción y exploración. Además, la carga de crudo llegó al tope en la refinación.Los números con los que cierra su operación el Grupo Ecopetrol en el primer semestre del presente año muestran una franca recuperación de las finanzas de la compañía.
Los poco más de $6 billones de utilidad neta que se registran en el ejercicio contable entre enero y junio se produjeron gracias al precio del crudo, que ayudó a la mejora en las tareas de exploración y producción, y también a las de transporte y refinación.
“La utilidad neta del primer semestre es de $6,13 billones. La cifra representa un incremento del 180% frente a los $2,19 billones del mismo periodo del año anterior”, señaló un vocero de Ecopetrol.
Según el reporte financiero de la petrolera, en el segundo trimestre del presente año la ganancia neta ascendió a $3,5 billones, con un aumento del 170% en relación con los $1,3 billones del segundo trimestre del 2017.
Este nivel de utilidad de un semestre no se registraba desde el 2014, más cuando el precio del barril para ese momento estaba bordeando los US$100 y hoy está poco por encima de los US$70.
“Los resultados fueron posibles gracias a la operación óptima de los diferentes segmentos de la compañía, a la disciplina financiera y a los mejores precios del crudo”, indicó la fuente.
BALANCE FAVORABLE
El balance favorable en la operación contable de la petrolera también es gracias al programa de ahorros que viene aplicando de manera disciplinada, y que para los primeros seis meses del año estuvo por el orden de $892.000 millones.
Así, este valor se suma al remanente que viene ejecutándose desde el 2015 y que en la actualidad alcanza los $8 billones (a junio 30).
Así mismo, al finalizar el segundo trimestre, la petrolera colombiana registró una sólida posición de caja de $15,8 billones.
“El margen Ebitda del segundo trimestre fue del 51%, el mayor en la historia del Grupo Ecopetrol, con lo que se marca un récord”, reitera el vocero.
Esto se presentó incluso después de un pago de $2 billones por concepto de dividendos sobre las utilidades del 2017.
“Las calificadoras de riesgo reconocen nuestros logros, lo cual se ha visto reflejado en la ratificación de la calificación crediticia en grado de inversión y la mejora de nuestra calificación individual (Baseline Credit Assessment) por parte de Moody’s, pasando de ba3 a ba1”, explicó Felipe Bayón Pardo, presidente de la petrolera.
LA PRODUCCIÓN RECUPERA POSICIÓN
Otra de las variables que ayudaron a incrementar la utilidad de la petrolera fue su producción, la cual alcanzó los 721.000 barriles de petróleo equivalente por día (bepd), es decir un 2,8% más que en el primer trimestre (2018), que fue de 701.000 bepd, y de paso la más alta de los últimos siete trimestres.
“Ecopetrol le saca provecho a cada barril que produce y, anteriormente, cuando se presentaban los actuales precios no se generaban las mismas utilidades que se presentan hoy”, señaló Camilo Silva, socio fundador de la firma Valora Analitik.
El analista de mercados agregó que la crisis de la industria generada por los precios internacionales del petróleo a nivel mundial les permitió hacer ajustes contables, lo que les abrió un margen de maniobra para convertirse y ser hoy una empresa rentable.
Por su parte, Bayón Pardo indicó que además se logró mantener el diferencial de la canasta de venta de crudo en niveles cercanos a los obtenidos en el primer semestre de 2017, a pesar del incremento de 35% en el precio del crudo Brent y los retos de entorno.
“Para el primer semestre de 2018, el diferencial de la canasta de venta de crudo se ubicó en -US$7,7 el barril frente a los -US$7,5 para el mismo periodo de 2017”, precisó el presidente de la petrolera.
De igual forma, en producción se destacan los positivos resultados de la campaña de perforación en campos maduros como La Cira, Rubiales, Caño Sur, Dina, Quifa y Castilla.
A esto se suma los buenos números en el programa de recobro mejorado, que le ha permitido a Ecopetrol aumentar los volúmenes de extracción en más de 19%
“En la actualidad hay 21 pilotos en operación, de los cuales 16 se encuentran en fase de expansión”, señala el vocero de la petrolera.
Y calculan que para el cierre del año la producción se ubicará entre 715.000 y 725.000 bepd.
AVANCE EN EXPLORACIÓN Y TRANSPORTE
En cuanto a exploración, otra de las variables que ayudaron al crecimiento de las utilidades en el primer semestre, se destaca el resultado en el pozo Búfalo-1, ubicado en el Valle Medio del Magdalena, donde se evidenció presencia de gas seco y crudo liviano.
“Así mismo, terminamos la perforación de los pozos delimitadores Coyote-2 y Coyote-3, ubicados en el Valle Medio del Magdalena; y Capachos Sur-2, localizado en el Piedemonte. Estos últimos se encuentran en evaluación para determinar su comercialidad. Esperamos perforar en 2018 al menos 12 pozos exploratorios”, señaló Bayón Pardo.
De igual manera, como parte de la estrategia Near Field Exploration, a finales de mayo se declaró la comercialidad del campo Infantas Oriente, cerca a Barrancabermeja (Santander). Esto permitió incorporar las reservas asociadas al descubrimiento Infantas Oriente-1, cuya evaluación se llevó a cabo a inicio del año.
Por su parte, en el segmento de transporte se destaca el reinicio de la operación del oleoducto Caño Limón - Coveñas en junio (luego de 184 días que estuvo fuera de servicio), y la estabilidad del sistema de transporte de crudo pesado.
Además, la estrategia de reversión implementada desde 2017 en el Oleoducto Bicentenario permitió reducir el impacto generado por los ataques y las válvulas ilícitas que afectaron al citado oleoducto, evitando que se generara producción diferida en los campos de influencia.
“Durante el primer semestre de 2018 se realizaron 30 ciclos de reversión en el oleoducto Bicentenario”, dijo Bayón Pardo.
LA REFINACIÓN HIZO SU APORTE A LAS UTILIDADES
La refinación también tuvo su aporte a las utilidades. En el segundo trimestre se logró una carga con 374.000 barriles por día (b/d).
La Refinería de Cartagena (Reficar) registró una operación promedio de 153.000 b/d (79% nacional y 21% importado). “La carga subió un 10%, ya que en el primer trimestre el reporte fue de 339.000 barriles procesados diarios”, señaló el vocero de Ecopetrol.
En la refinería de Barrancabermeja se presentó un aumento del 9% en carga y producción del trimestre frente al mismo en el 2017, esto por la implementación de iniciativas de segregación de crudos livianos e intermedios, que aumentaron la disponibilidad de los mismos. El margen de refinación promedio del trimestre se ubicó en US$10.5/bl, impactado principalmente por el incremento del precio de la canasta de crudos versus Brent.
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