Ecopetrol – Informe trimestral de resultados a Marzo 31 de 2019
INGRESOS OPERACIONALES
Ingresos aumentaron +8,9% versus primer trimestre 2018. Disminuyó -12,9% respecto el cuarto trimestre 2018.
«Se presenta como resultado combinado de:
Menor precio de la canasta promedio ponderada de crudos, gas y productos -3.8 USD/bl (COP -0.9 billones), principalmente por la disminución de los precios de referencia del crudo Brent.
Efecto volumen de ventas (COP +0.9 billones, +57.3 kbped) debido a: i) mayor volumen vendido de crudo (+43.3 kbpd), en línea con el incremento de la producción y consumo de inventario, ii) incremento en la venta de productos (+6.7 kbped) principalmente por mayores cargas de la refinería de Cartagena y iii) mayor volumen vendido de gas (+7.3 kbped) asociado a nuevos contratos como resultado del proceso de comercialización de campos mayores, ventas incrementales y mayor producción.
Aumento en la tasa de cambio promedio, impactando positivamente los ingresos totales (COP +1.2 billones).
Mayor ingreso por servicios y otros (COP +51 mil millones)».
[content_control]
Exploración y Producción
«En el primer trimestre la producción promedio del Grupo Ecopetrol ascendió a 728 kbped (+3.8% frente a 1T18), gracias a: i) los resultados de la campaña de perforación en los campos La Cira, Rubiales, Chichimene, Quifa, Yariguí y Castilla realizadas durante el 2018 y que continúan en el 2019 y ii) la respuesta positiva del recobro secundario y terciario, la cual apalanca la estrategia de crecimiento de producción y reservas. Durante el trimestre no hubo afectación por eventos externos a la operación, que sí se presentaron en el 1T18. Se destaca la producción del campo Akacías, en el que Ecopetrol participa con un 55%, donde se inició un módulo de desarrollo que permitió triplicar la producción desde 5.6 kbped en 1T18 a 17 kbped en 1T19».
«Por otra parte, la producción de gas aumentó 6.8% debido a una mayor disponibilidad de la planta de procesamiento de Cupiagua y a una mayor comercialización».
«Durante el trimestre se tuvieron en promedio 41 taladros en operación, aproximadamente 13 taladros más que los utilizados en el 1T18, los cuales permitieron la perforación y completamiento de 158 pozos de desarrollo».
EBITDA
«EBITDA de 7.4 billones de pesos, equivalente a un margen EBITDA de 46%».
COSTOS OPERACIONALES Y GASTOS OPERACIONALES
Aumentaron sus costos y gastos operacionales +16,1% versus primer trimestre 2018. Disminuyó -17,6% respecto el cuarto trimestre 2018.
«Mayor costo en compras de crudo, gas y productos (COP +0.9 billones )».
«Mayores costos de mantenimiento y servicios contratados (COP +183 mil millones) por incremento en la actividad operacional».
«Mayor costo laboral (COP +56 mil millones) principalmente por el reconocimiento de los beneficios a los empleados establecidos en la nueva Convención Colectiva de Trabajo e incremento salarial frente al año anterior».
Costo de Levantamiento: Incremento de 0.62 USD/bl en el 1T19 frente al 1T18, explicado por:
Efecto Costo (+1.87 USD/bl)::
Aumento en el consumo de energía
Mayor ejecución de costos en mantenimiento de subsuelo debido al incremento en el número de servicios a pozos.
Mayor costo laboral, debido al crecimiento de la planta de personal y al incremento en el porcentaje de ajuste salarial.
Aumento en servicios contratados de asociación, por incremento de las facilidades de tratamiento y disposición de agua, debido a mayor producción e inyección en los campos Quifa, CPO09 y Caño Limón.
Incremento en costos de mano de obra en contratos de asociación, costos indirectos de operación y ambientales.
Efecto tasa de cambio (-0.85 USD/bl): Mayor tasa de cambio promedio de +278.39 pesos/dólar al re-expresar los costos de pesos a dólares.
Efecto volumen (-0.40 USD/bl): Menor costo por incremento de la producción.
Resultado de Iniciativas de Eficiencias
«La estrategia del Grupo Ecopetrol permitió incorporar en el 1T19 eficiencias por COP 485.6 mil millones, resultado de la gestión de las distintas áreas de negocio (Upstream, Downstream, Midstream, Área Comercial y las Áreas Corporativas y de Soporte). Lo anterior, hace parte del Plan de Eficiencias por USD 2.0 billones para el periodo 2019-2021 anunciado en el Plan de Negocios».
UTILIDAD OPERACIONAL
Su utilidad operacional disminuyó -4,3% versus primer trimestre 2018. Disminuyó -0,6% respecto el cuarto trimestre 2018.
UTILIDAD NETA
Su utilidad neta aumentó +8,6% versus primer trimestre 2018. Disminuyó -7,6% respecto el cuarto trimestre 2018.
UTILIDAD PARTICIPACIONES CONTROLADORAS
Utilidad controladores aumentó +5,0% versus primer trimestre 2018. Aumentó +3,7% respecto el cuarto trimestre 2018.
«Estos resultados se alcanzaron incluso con un menor precio del Brent, el cual pasó de 67.2 dólares por barril en el primer trimestre de 2018 a 63.8 dólares por barril al cierre del primer trimestre de 2019».
«Así mismo, durante el primer trimestre del año evidenciamos un entorno macroeconómico favorable, donde una mayor tasa de cambio, una menor tasa efectiva de tributación y mayores ahorros en gastos financieros permitieron compensar el menor precio del Brent. Al cierre del trimestre, el diferencial de la canasta de venta de crudo registró -7.6 dólares por barril, nivel similar a los -7.3 dólares por barril alcanzados en el mismo periodo de 2018».
DEUDA FINANCIERA
Ahorro en el costo financiero (COP +166 mil millones) asociado principalmente a los prepagos de deuda realizados en el último año. Durante 2018 se pagaron anticipadamente USD 2.5 billones equivalentes de obligaciones financieras.
Relación Pasivo/Activo 58,9% al cierre del primer trimestre 2019.
Llegó a estar en 63,2% en el cuarto trimestre 2015 ($53.223.338 millones de pesos).
PVL
PVL 2,37 un poco debajo del promedio.
Nuestro concepto: Neutral con sesgo positivo. Adecuado aumento de producción que mitiga la disminución en el precio de venta, con aumento en sus costos y gastos que disminuyen su utilidad operacional, y una buena disminución en costos financieros que mejora su utilidad neta.[/content_control][login_widget]
