Ecopetrol Consolidado – Informe trimestral de resultados a Junio 30 de 2019
INGRESOS OPERACIONALES
Ingresos aumentaron +7,8% versus segundo trimestre 2018 y aumentaron +8,3% YTD. Aumentó +14,8% respecto el primer trimestre 2019.
“Se presenta como resultado combinado de:
Menor precio de la canasta promedio ponderada de crudos, gas y productos -3.9 USD/bl (COP -1.1 billones), principalmente por la disminución de los precios de referencia del crudo Brent, compensado parcialmente con mejores diferenciales en crudos por restricciones a cargamentos venezolanos y la estrategia comercial del Grupo.
Efecto volumen de ventas positivo (COP +0.5 billones, +17.2 kbped).
Aumento en la tasa de cambio promedio impactando positivamente los ingresos totales (COP +1.8 billones).
Mayores ingresos por servicios de transporte y otros (COP +83 mil millones)”.
“Destacamos positivamente el diferencial de canasta de crudo de -6.4 USD/bl en el semestre, soportado en el fortalecimiento de crudos pesados en la región y en la estrategia comercial de búsqueda de los mercados de mayor valor, lo que ayudó a mitigar el comportamiento de los precios internacionales de productos. Así mismo, la devaluación del 12% de la tasa de cambio frente al primer semestre de 2018 favoreció nuestros resultados”.
“Los volúmenes vendidos alcanzaron los 913 mil barriles equivalentes por día, un 4.2% más que en el primer semestre de 2018, impulsados principalmente por las mayores exportaciones de crudo, y de productos por parte de la refinería de Cartagena”.
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Exploración y Producción
“En el 2T19 la producción promedio del Grupo Ecopetrol ascendió a 723 kbped (+0.3% frente a 2T18), explicado por i) el mejor desempeño de las campañas de perforación en los campos Akacias, Rubiales, Chichimene, Yarigui-Cantagallo, Quifa y Castilla, que iniciaron durante el 2018 y han tenido continuidad en 2019, ii) la respuesta positiva del recobro secundario y terciario y iii) mayores ventas de gas en Hocol. Por su parte, aunque la producción evidenció una reducción del 0.7% frente a 1T19, ocasionada por la ejecución de mantenimientos programados en los campos de gas Cusiana y Cupiagua, continúa en línea con la meta planteada para el 2019 de entre 720 y 730 kbped. Eliminando el efecto de los mantenimientos programados, la producción del trimestre hubiera sido de 730 kbped. Para el primer semestre de 2019, la producción fue de 726 kbped”.
“Para el 2T19 continúa destacándose la producción del campo Akacias, en el que Ecopetrol participa con un 55%, la cual alcanzó un record de 20 kbped, +3 kbped frente al 1T19 y +14 kbped respecto al 2T18”.
“Durante el trimestre se tuvieron en promedio 37 taladros en operación, 6 taladros más que los utilizados en el 2T18. La operación de estos taladros llevó a la perforación y completamiento de 147 pozos de desarrollo. Al primer semestre de 2019 se han perforado 311 pozos de desarrollo, un 17.4% más que los perforados en el 1S18”.
EBITDA
“EBITDA de 15.7 billones de pesos, equivalente a un margen EBITDA de 45.7%”.
COSTOS OPERACIONALES Y GASTOS OPERACIONALES
Aumentaron sus costos y gastos operacionales +16,5% versus segundo trimestre 2018 y aumentaron +16,3% YTD. Aumentó +12,4% respecto el primer trimestre 2019.
“Se presenta como resultado combinado de:
Mayores compras de crudo dada la mayor destinación de crudos propios para carga a nuestras refinerías y efecto de una mayor tasa de cambio promedio en las compras.
Un incremento en compras de diluyente asociado al aumento de producción de crudos pesados, cambio en calidad del diluyente y efecto de tasa de cambio.
Mayores costos de mantenimiento de subsuelo en Apiay y Chichimene, trabajos de estimulación en Piedemonte y servicios a pozos en Llanos Norte y en Quifa-Cajua.
El aumento en los volúmenes de fluidos y derechos económicos pagados en el campo CPO09.
Un incremento en depreciaciones y amortizaciones relacionadas a mayores capitalizaciones producto de las campañas de perforación en Rubiales, Castilla y Akacias (CPO09).
Mayores costos de transporte asociados al aumento de la tasa de cambio promedio, y el incremento en los volúmenes transportados asociados a la mayor producción.
Costo de Levantamiento:
Efecto Costo ((+2.01 USD/bl):
Mayor ejecución en mantenimiento de subsuelo debido al incremento del número de intervenciones, trabajos adicionales de workovers (+2%) e incremento de tarifas para well services (+27%).
Incremento en costo de energía debido a: i) mayor consumo de energía por incremento en producción de agua, atendido a través del incremento de capacidades de energía autogenerada e ii) incremento del precio de compra de energía no regulada por mayor precio en bolsa.
Mayor costo por pago en derechos económicos (X-Factor) a la ANH por el incremento de la producción del campo CPO09.
Mayor ejecución en mantenimiento de superficie por incremento en actividad de mantenimiento integral y confiabilidad operativa, así como incremento de tarifas de contratos.
Efecto Tasa de Cambio (-1.29 USD/bl): Mayor tasa de cambio de +401.5 pesos/dólar al re-expresar los costos en pesos a dólares.
Efecto Volumen (-0.05 USD/bl): Menor costo por incremento de la producción..
Resultado de Iniciativas de Eficiencias
“Durante el segundo trimestre de 2019 se lanzó la nueva fase del programa de eficiencias y ahorros prevista para los años 2019 – 2023. La estrategia ha fijado una meta de 8.0 billones de pesos en eficiencias, las cuales están divididas en 2.1 billones de pesos para el 2019 y 5.9 billones de pesos para los años 2020 – 2023. Esta nueva meta se sustenta en 50 estrategias, consolidadas en 29 palancas, las cuales buscan eficiencias a través de la optimización del capex y de los costos operativos y estrategias de incremento de ingresos y márgenes”.
UTILIDAD OPERACIONAL
Su utilidad operacional disminuyó -6,7% versus segundo trimestre 2018 y disminuyeron -5,6% YTD. Aumentó +20,2% respecto el primer trimestre 2019.
UTILIDAD NETA
Su utilidad neta aumentó +0,0% versus segundo trimestre 2018 y aumentaron +3,7% YTD. Aumentó +23,2% respecto el primer trimestre 2019.
UTILIDAD PARTICIPACIONES CONTROLADORAS
Utilidad controladores disminuyó -0,9% versus segundo trimestre 2018 y aumentaron +1,6% YTD. Aumentó +27,0% respecto el primer trimestre 2019.
DEUDA FINANCIERA
Relación Pasivo/Activo 54,5% 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 2,10 un poco debajo del promedio.
Nuestro concepto: Positivos. Aumento comparativo en sus ingresos, en donde mantiene su producción pero disminuye su utilidad operacional por mayores costos y gastos.
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