Ecopetrol: producción récord y desafíos económicos marcan su camino en 2024

Ecopetrol S.A. se ha consolidado como la empresa más grande del país con una utilidad neta de $19,1 billones, registrada en 2023 y la principal compañía petrolera en Colombia. Por su tamaño, pertenece al grupo de las 40 petroleras más grandes del mundo y es una de las cuatro principales de Latinoamérica.

Durante el segundo trimestre de este 2024 la empresa hizo frente a un entorno desafiante, impactado por diversas variables exógenas como la revaluación del peso colombiano y las presiones inflacionarias. Según Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, frente a este escenario se han tomado decisiones relacionadas con la maximización de ahorros en las operaciones, el control estricto de costos y mejoras en los precios de realización de los crudos que se comercializan.

“En la producción de crudo y gas tuvimos un pico importantísimo en el mes de julio, de 767 mil barriles, pero en promedio cerramos el segundo trimestre del 2024 en 758 mil barriles. La meta del plan para el año estaba centrada en 725 mil barriles por día, luego la acomodamos a 730 mil, pero estamos alcanzando cifras récord. En el consolidado del primer semestre reportamos la mayor producción para el semestre, de los últimos 8 años, con 750 mil barriles día”, afirma la cabeza de la empresa.

Así mismo, en los flujos correspondientes a infraestructura de transporte, oleoductos y poliductos, también registraron un alza que se traduce en mayores volúmenes transportados por mayor producción, con 1 millón 552 mil barriles en el segundo trimestre, permitiendo así que las refinerías contaran con una disponibilidad superior al 96 % y con cargas en las mismas de 426 mil barriles por día.

Resultados financieros

“¿Qué hay que hacer para volver a tener esos números del 2022? Que tengamos barril de crudo a 100 dólares y que tengamos tasa de cambio a 4.800 pesos. Si tuviéramos las mismas condiciones de ese año maravilloso, en el 2022 un barril de crudo valía 410 mil 579 pesos, hoy vale 327 mil 320 pesos, y esa diferencia marca un número diferente, importante en los resultados económicos, con afectación en los ingresos, en el Ebitda y en la utilidad”, explica Roa.

De acuerdo con él, si se tuviesen las condiciones de TRM del primer semestre del 2023, habría un impacto en la utilidad de 3.3 billones de pesos, debido a la tasa de cambio. “Frente al primer semestre del año pasado tuvimos una diferencia de 650 pesos en la tasa de cambio, lo que impacta en 3.3 billones. También hubo un efecto en la utilidad por los precios de los combustibles, por la sobretasa del impuesto de renta que pasó de 10 % a 15 % y hay un efecto por los mayores costos asociados al fenómeno de El Niño debido a mayores precios del gas y mayores precios de la energía”, ahonda.

Conforme con su pronunciamiento esta diferencia en la utilidad, cercana a 2.3 billones de pesos, la están contrarrestado con una política de ahorro la cual esperan de un resultado de 3.7 billones de pesos al final del año.

“Ya tenemos un saldo del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles un 61 % menor. El año pasado a estas alturas estábamos con un déficit acumulado de deuda de la Nación de 30.9 billones de pesos, hoy estamos en 12.1 billones y esto, por supuesto, representa una menor presión, un alivio importantísimo en la disponibilidad de caja. La caja de Ecopetrol es una caja sana, que nos permite acometer nuestros planes de inversión que hemos anunciado para este año e ir disponiendo de los recursos para el año siguiente”, afirma el presidente de Ecopetrol.

Aspecto en el que cabe señalar que la actividad exploratoria en Ecopetrol no se detiene. En este 2024 la compañía se plantó la meta de perforar 10 pozos y con corte a agosto llevan 4, lo que puede influir en la expectativa de inversión que llegó a un tope de 600 millones de dólares, algo cercano a 2.4 billones de pesos.

“Vamos en 195 millones de dólares al corte del primer semestre, un 40% del plan de inversión. Hace poco hicimos el anuncio del muy buen resultado del pozo delimitador Uchuva-2 y estamos muy expectantes de darle grandes noticias al país a finales de octubre o comienzos de noviembre, cuando se llegue a la fase final de perforación de este pozo, donde tenemos unas expectativas muy centradas en hallazgos importantes de gas. También estamos en la planeación del pozo exploratorio Buena Suerte-1 en el bloque Tayrona”, revela el funcionario, quien además detalla que se sigue trabajando en la perforación de Floreña N-18 y Arantes-1 ST2 en alianza con Parex.

De acuerdo con Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, su reto para el resto del año está centrado en continuar las inversiones para encontrar gas con aliados estratégicos como OXY, Petrobras y Shell. En la misma medida en que se avanza en la maduración y el desarrollo de proyectos que están en etapa de evaluación: “Son más de 7.2 gigasBTU de proyectos que estamos evaluando, con una inversión cercana a 3 billones de dólares, que requeriría el desarrollo de estos proyectos, en la línea de ir migrando desde las fuentes de uso de nuestras plantas de generación térmicas con gas y con diésel, hacia la incorporación de proyectos con energías limpias y renovables”, concluye.

Ecopetrol S.A. se ha consolidado como la empresa más grande del país con una utilidad neta de $19,1 billones, registrada en 2023 y la principal compañía petrolera en Colombia. Por su tamaño, pertenece al grupo de las 40 petroleras más grandes del mundo y es una de las cuatro principales de Latinoamérica.

Durante el segundo trimestre de este 2024 la empresa hizo frente a un entorno desafiante, impactado por diversas variables exógenas como la revaluación del peso colombiano y las presiones inflacionarias. Según Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, frente a este escenario se han tomado decisiones relacionadas con la maximización de ahorros en las operaciones, el control estricto de costos y mejoras en los precios de realización de los crudos que se comercializan.

“En la producción de crudo y gas tuvimos un pico importantísimo en el mes de julio, de 767 mil barriles, pero en promedio cerramos el segundo trimestre del 2024 en 758 mil barriles. La meta del plan para el año estaba centrada en 725 mil barriles por día, luego la acomodamos a 730 mil, pero estamos alcanzando cifras récord. En el consolidado del primer semestre reportamos la mayor producción para el semestre, de los últimos 8 años, con 750 mil barriles día”, afirma la cabeza de la empresa.

Así mismo, en los flujos correspondientes a infraestructura de transporte, oleoductos y poliductos, también registraron un alza que se traduce en mayores volúmenes transportados por mayor producción, con 1 millón 552 mil barriles en el segundo trimestre, permitiendo así que las refinerías contaran con una disponibilidad superior al 96 % y con cargas en las mismas de 426 mil barriles por día.

Resultados financieros

“¿Qué hay que hacer para volver a tener esos números del 2022? Que tengamos barril de crudo a 100 dólares y que tengamos tasa de cambio a 4.800 pesos. Si tuviéramos las mismas condiciones de ese año maravilloso, en el 2022 un barril de crudo valía 410 mil 579 pesos, hoy vale 327 mil 320 pesos, y esa diferencia marca un número diferente, importante en los resultados económicos, con afectación en los ingresos, en el Ebitda y en la utilidad”, explica Roa.

De acuerdo con él, si se tuviesen las condiciones de TRM del primer semestre del 2023, habría un impacto en la utilidad de 3.3 billones de pesos, debido a la tasa de cambio. “Frente al primer semestre del año pasado tuvimos una diferencia de 650 pesos en la tasa de cambio, lo que impacta en 3.3 billones. También hubo un efecto en la utilidad por los precios de los combustibles, por la sobretasa del impuesto de renta que pasó de 10 % a 15 % y hay un efecto por los mayores costos asociados al fenómeno de El Niño debido a mayores precios del gas y mayores precios de la energía”, ahonda.

Conforme con su pronunciamiento esta diferencia en la utilidad, cercana a 2.3 billones de pesos, la están contrarrestado con una política de ahorro la cual esperan de un resultado de 3.7 billones de pesos al final del año.

“Ya tenemos un saldo del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles un 61 % menor. El año pasado a estas alturas estábamos con un déficit acumulado de deuda de la Nación de 30.9 billones de pesos, hoy estamos en 12.1 billones y esto, por supuesto, representa una menor presión, un alivio importantísimo en la disponibilidad de caja. La caja de Ecopetrol es una caja sana, que nos permite acometer nuestros planes de inversión que hemos anunciado para este año e ir disponiendo de los recursos para el año siguiente”, afirma el presidente de Ecopetrol.

Aspecto en el que cabe señalar que la actividad exploratoria en Ecopetrol no se detiene. En este 2024 la compañía se plantó la meta de perforar 10 pozos y con corte a agosto llevan 4, lo que puede influir en la expectativa de inversión que llegó a un tope de 600 millones de dólares, algo cercano a 2.4 billones de pesos.

“Vamos en 195 millones de dólares al corte del primer semestre, un 40% del plan de inversión. Hace poco hicimos el anuncio del muy buen resultado del pozo delimitador Uchuva-2 y estamos muy expectantes de darle grandes noticias al país a finales de octubre o comienzos de noviembre, cuando se llegue a la fase final de perforación de este pozo, donde tenemos unas expectativas muy centradas en hallazgos importantes de gas. También estamos en la planeación del pozo exploratorio Buena Suerte-1 en el bloque Tayrona”, revela el funcionario, quien además detalla que se sigue trabajando en la perforación de Floreña N-18 y Arantes-1 ST2 en alianza con Parex.

De acuerdo con Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, su reto para el resto del año está centrado en continuar las inversiones para encontrar gas con aliados estratégicos como OXY, Petrobras y Shell. En la misma medida en que se avanza en la maduración y el desarrollo de proyectos que están en etapa de evaluación: “Son más de 7.2 gigasBTU de proyectos que estamos evaluando, con una inversión cercana a 3 billones de dólares, que requeriría el desarrollo de estos proyectos, en la línea de ir migrando desde las fuentes de uso de nuestras plantas de generación térmicas con gas y con diésel, hacia la incorporación de proyectos con energías limpias y renovables”, concluye.