Ecopetrol – Informe trimestral de resultados a Diciembre 31 de 2020
INGRESOS OPERACIONALES
Ingresos disminuyeron -23,6% versus cuarto trimestre 2019 y disminuyeron -29,4% año. Aumentó +15.2% respecto el tercer trimestre 2020.
“Con relación al 4T19, los ingresos fueron explicados por:
Menor precio promedio ponderado de venta de crudos, gas y productos de -15.6 USD/bl (COP -4.3 billones).
Efecto por menor volumen de ventas (COP -0.9 billones, -37.7 kbped), principalmente por contracción de la demanda de crudo y productos refinados, compensado con mayores ventas nacionales de gas, principalmente por la adquisición de la participación en la asociación Guajira por parte de Hocol.
Menores ingresos de servicios de transporte y otros (COP -0.1 billones).
Aumento en la tasa de cambio promedio, impactando positivamente los ingresos (COP +0.8 billones).
“Ventas en Colombia (40%): menores ventas de 46.3 kbped (-11.6%) versus 2019”.
“Internacional (60%): Incremento de 1.8 kbped (0.3%) versus 2019”.
Producción
La producción del Grupo Ecopetrol en el 4T20 fue de 694.4 kbped (-4,9% versus 3T19), y 696.8 kbped año 2020 (-3,9% versus año 2019).
*Equion y Savia se incorporan en los Estados Financieros a través del método de participación. La Filial Equión reportó producción hasta el 29 de Febrero de 2020 dada la finalización del contrato de asociación Piedemonte. A partir del primero de marzo, esta producción se reporta 100% ECP (campos Pauto y Floreña)”.
“Notas: La producción bruta incluye regalías y está prorrateada por la participación de Ecopetrol en cada compañía. La producción de gas natural incluye productos blancos”.
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Reservas
“Al cierre de 2020, las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de 1,770 MBPE (5), esto representa una disminución de 6.5% con respecto al 2019 (1,893 MBPE). El índice de reemplazo de reservas fue de 48% y la vida media de reservas equivale a 7.5 años. Las reservas de gas representan el 29% de este volumen, con una vida media de 10.1 años, mientras que las de líquidos el 71% restante, con una vida media de 6.8 años.
La reducción de las reservas probadas fue ocasionada principalmente por la caída en 32% de los precios de los hidrocarburos utilizados para la estimación. Conforme a metodología SEC, el precio marcador Brent utilizado para la valoración en el 2020 fue de USD 43 por barril versus USD 63 por barril en 2019. Ecopetrol estima que el efecto precio implicó una disminución sobre las reservas de 215 MBPE, el cual fue contrarrestado por una adición de 114 MBPE atribuibles a nuevos proyectos de perforación en diferentes campos como por ejemplo Rubiales y Caño Sur. Adicionalmente, se obtuvieron revisiones positivas por 30 MBPE debido al buen desempeño en producción y optimización de variables técnico – económicas en campos como Rubiales, Castilla y otros en Norteamérica.
(5) Millones de Barriles de Petróleo Equivalente.
En términos de Recobro Mejorado, se presentó una variación positiva de 113 MBPE debido a la incorporación de reservas por nuevos proyectos asociados primordialmente a inyección de agua en campos como Chichimene y Castilla.
Las mayores contribuciones al balance de reservas provienen de los campos Castilla, Chichimene, y Rubiales, los cuales son operados directamente por Ecopetrol. El 85% de las reservas probadas son propiedad de Ecopetrol S.A., mientras que las otras empresas del grupo contribuyen con el 15%.
EBITDA
* El EBITDA ajustado sin incluir el efecto del reconocimiento de gastos asociados al plan de retiro voluntario es de COP 4,629 mil millones 17,471 mil millones, para el 4T2020 y acumulado año, respectivamente.
En el cuarto trimestre comparativo, pasó de 7,2 billones a 4,3 billones de pesos, disminuyendo su EBITDA -39,6% versus cuarto trimestre 2019.
COSTOS OPERACIONALES Y GASTOS OPERACIONALES
Disminuyeron sus costos y gastos operacionales -2,1% versus cuarto trimestre 2019 y disminuyeron -12,9% año. Aumentó +32,4% respecto el tercer trimestre 2020.
“Depreciación y Amortización: Reflejó un incremento del 8.4% entre el 2020 vs 2019 y del 9.5% del 4T20 frente al 4T19”.
“Costos Variables: Disminución del 26.6% en el 4T20 frente al 4T19”.
“Costos Fijos: presentaron una disminución del 5.8% en el 4T20 con respecto a 4T19”.
“Los Gastos Operativos (neto de otros ingresos y antes de impairment de activos de largo plazo) del 4T20 aumentaron con relación al mismo trimestre del año anterior”.
“Impairment de activos de largo plazo: Se presenta una recuperación de impairment de activos de largo plazo en el 4T20 por COP +605 mil millones antes de impuestos y en el año 2020 un gasto por impairment por COP -621 mil millones antes de impuestos”.
Costo de levantamiento y dilución:
Para el 4T20, el costo de levantamiento se situó en 8.42 USD/Bl, +0.49 USD que en el mismo periodo del año anterior.
“Para el 4T20, el costo de dilución se situó en 2.64 USD/Bl, lo que representa una disminución de 0.94 USD/Bl versus 4T19.
UTILIDAD OPERACIONAL
Su utilidad operacional disminuyó -74,3% versus cuarto trimestre 2019 y disminuyeron -65,6% año. Disminuyó -46,8% respecto el tercer trimestre 2020.
UTILIDAD NETA
Su utilidad neta disminuyó -91,1% versus cuarto trimestre 2019 y disminuyeron -78,6% año. Disminuyó -56,9% respecto el tercer trimestre 2020.
UTILIDAD PARTICIPACIONES CONTROLADORAS
Utilidad controladores disminuyó -83,2% versus cuarto trimestre 2019 y disminuyeron -87,3% año. Disminuyó -21,1% respecto el tercer trimestre 2020.
Impairment Neto, favoreció la utilidad con +415.000 millones de pesos.
Deuda Financiera y Relación Pasivo/Activo
La deuda financiera disminuyó -12,6% respecto el tercer trimestre de 2020
La relación del Pasivo/Activo pasó de 60,9% a 60,0% al cierre del cuarto trimestre 2020. Comparativamente con el cuarto trimestre de 2019 pasó de 55,4% a 60,0%.
La deuda financiera histórica llegó a estar en 63,2% en el cuarto trimestre 2015.
“El indicador Deuda Bruta/EBITDA al 31 de diciembre cerró en 2.8 veces”.
PVL
PVL 1,81 entre el mínimo y el promedio.
Nuestro concepto: Regular con sego negativo. Fuertes reducciones comparativas con el cuarto trimestre y total año 2019, debido al desplome en los precios de petróleo por cuenta de la sobreoferta provocada por los desacuerdos al interior de la OPEP+ y posteriormente, por los desafíos asociados a la pandemia del Covid-19. Se resalta, sus utilidades estuvieron en positivo, una de las pocas empresas de la industria petrolera mundial que presentó utilidades para el año.
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