Pese a la situación de orden público y de la emergencia sanitaria asociada al tercer pico de la pandemia de la Covid-19, el Grupo Ecopetrol obtuvo resultados récord al cierre del segundo trimestre de 2021.
4 de agosto de 2021. El resultado del segundo trimestre del 2021 es el mejor en la historia del Grupo Ecopetrol, con un ingreso consolidado de 19,4 billones de pesos, una utilidad neta de $3.7 billones, un EBITDA de $9,4 billones, y un margen EBITDA del 48.5%.
En el primer semestre del año, por su parte, el Grupo registró un ingreso consolidado de $36,7 billones, una utilidad neta de $6,8 billones (cuatro veces la utilidad neta generada en todo el 2020), un EBITDA de $17,6 billones, y un margen EBITDA del 48.1%.
“Además de los fundamentales favorables observados en el trimestre (Brent de 69.1 USD/Bl y TRM promedio de 3,691 COP/USD), nuestro compromiso con la optimización de costos y la captura de eficiencias, así como el excelente desempeño de la gestión comercial, soportaron los resultados obtenidos”, señaló el presidente de Ecopetrol Felipe Bayón.
Efectivamente, al cierre del primer semestre, el Grupo incorporó eficiencias por un billón de pesos, orientadas al fortalecimiento del margen EBITDA y ahorros en capex.
Exploración y producción
En exploración, Ecopetrol y sus socios completaron la perforación de 8 pozos durante el primer semestre de 2021, destacando para el segundo trimestre la perforación de los pozos exploratorios Boranda Centro- 1, operado por Parex, y los pozos Chimuelo-1 y Flamencos-3 operados por Ecopetrol, los cuales se encuentran en evaluación.
La producción promedio del Grupo Ecopetrol fue de
668.400 barriles de petróleo equivalentes día (bped) en el primer semestre de 2021, 5.3% menos que el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por i) impactos derivados de la situación de orden público durante los meses de mayo y junio, y ii) la menor producción temporal de Castilla, campo que se ha venido restableciendo paulatinamente luego de superada la restricción asociada al manejo de agua.
La producción del segundo trimestre fue de 660.900 bped, disminuyendo 2,5% frente al segundo trimestre de 2020. Durante los seis primeros meses del año, se perforaron y completaron 179 pozos de desarrollo.
Gas natural y GLP
Por su parte, la producción de gas natural y GLP presentó un incremento del 10,2% frente al primer semestre de 2020 y del 8.2% frente al segundo trimestre del año anterior, apalancado principalmente en la mayor producción del Piedemonte, Hocol y Permian (Estados Unidos).
Durante el segundo trimestre la contribución del gas natural y el GLP al total de la producción fue del 20,6%, con un margen EBITDA combinado del 54.1%.
“En relación con nuestras operaciones en la cuenca Permian en Estados Unidos (shale), destacamos el inicio de producción de 31 nuevos pozos durante el trimestre, para un total de 75 pozos desde el inicio de la operación, (22 en 2020 y 53 en lo corrido de 2021). Así mismo, resaltamos el aporte de 21.200 bped antes de regalías durante el segundo trimestre, equivalente a 16.100 bped neto Ecopetrol después de regalías”, agregó Bayón.
Proyectos piloto y refinación
Al cierre del trimestre, fue aprobada la cesión de intereses de participación cruzada con ExxonMobil en los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No ConvencionalesKalé y Platero, ubicados en Puerto Wilches (Santander), quedando Ecopetrol como operador, con un 62.5% de interés de participación en Kalé y un 37.5% en Platero.
En Kalé se realizaron encuentros con las comunidades para compartir la descripción y el alcance del proyecto en el marco del desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental, mientras que en Platero se realizó el primer diálogo territorial, en conjunto con el Gobierno Nacional y ExxonMobil.
La refinación estuvo marcada por un comportamiento positivo de todas las unidades de negocio, apalancado por la estabilidad de las operaciones, la recuperación de la demanda de productos y el suministro de crudos al país. Con la paulatina recuperación de la demanda, las refinerías alcanzaron niveles de carga consolidada similares en los dos primeros trimestres del año, alrededor de 360.000 barriles por día, con un margen bruto integrado de 9,8 dólares por barril para el semestre.