Ecopetrol S.A. anunció los resultados financieros del Grupo de Negocios para el tercer trimestre y el año hasta la fecha.
Ecopetrol S.A. anunció los resultados financieros del Grupo de Negocios para el tercer trimestre y el año hasta la fecha, preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera aplicables en Colombia.
En palabras de Felipe Bayón Pardo, CEO de Ecopetrol:
“Durante los primeros nueve meses del año, Ecopetrol informa los mejores resultados financieros de los últimos cuatro años. La utilidad neta atribuible a los propietarios de Ecopetrol aumentó a 8.9 billones de pesos, el EBITDA totalizó 23.8 billones de pesos y el margen EBITDA fue de 48%. Estos sólidos resultados financieros se lograron debido al buen desempeño operativo de todos los segmentos, lo que provocó un aumento en la producción de petróleo crudo y gas, menores importaciones de crudo para el segmento de Downstream y productos refinados para abastecer el mercado local. En resumen, pudimos capturar las ganancias provenientes de los mayores precios internacionales del petróleo.
La flexibilidad de la estrategia comercial del Grupo nos permitió aprovechar la mayor demanda de petróleo crudo de las refinerías en Asia para crear más valor. En el tercer trimestre de 2018, las ventas a Asia representaron una participación del 45% del total de las exportaciones de crudo, frente al 25% durante el mismo trimestre de 2017. Gracias a esta iniciativa, el precio de descuento de la cesta de crudo frente al Brent se mantuvo en aproximadamente el 11%. .
En el tercer trimestre de 2018, la producción promedio del Grupo Ecopetrol totalizó 724.000 barriles de petróleo equivalente por día, el más alto en los últimos 10 trimestres. La producción promedio anual fue de 716.000 barriles de petróleo equivalente por día. El aumento de la producción para el trimestre está en línea con el objetivo fijado para 2018 y fue posible debido a los resultados positivos de nuestra campaña de perforación y la mayor demanda de gas natural en los sectores de energía térmica e industrial. Al final del trimestre, habíamos perforado 421 pozos de desarrollo y teníamos 41 plataformas en operación.
Este aumento en la actividad se refleja en mayores inversiones durante el trimestre, que totalizan 789 millones de dólares y representan el 80% de lo que se invirtió en la primera mitad del año y más del 50% sobre la inversión en el tercer trimestre de 2017.
En el segmento de exploración, Ecopetrol entró en una de las cuencas petroleras con el potencial más alto del mundo. El bloque Pau-Brasil, ubicado en la región central de la cuenca Santos, en el presal de Brasil, se adjudicó a la empresa conjunta entre BP Energy (50% – Operador), Ecopetrol (20%) y CNOOC Petroleum (30%). ). Este hito es consistente con nuestra estrategia de crecimiento a largo plazo y demuestra la capacidad de Ecopetrol para desarrollar alianzas estratégicas con compañías líderes en oportunidades de la industria de clase mundial.
Durante el tercer trimestre, perforamos cinco pozos exploratorios, para un total de nueve en el transcurso del año, y tuvimos una tasa de éxito exploratorio del 44%. Estos resultados están en línea con el objetivo de perforar 12 pozos en 2018 y materializar nuestra estrategia de construir una base sólida de activos para la sostenibilidad futura de la empresa.
En el segmento de Midstream, vimos mayores volúmenes de crudo y productos refinados transportados, principalmente debido a la optimización de ciertos sistemas, como Galán – Bucaramanga y Coveñas – Cartagena y el inicio de la operación del sistema San Fernando-Apiay-Monterrey junto con La expansión de Ocensa P135. Además, es importante destacar las pruebas de transporte realizadas con una viscosidad más alta de 700 centistokes (cSt, una medida de viscosidad) con resultados operativos positivos, que ahora se encuentran bajo evaluación económica.
Durante el tercer trimestre, la red de oleoductos continuó sufriendo interrupciones de terceros, especialmente en el sistema Caño Limón-Coveñas; sin embargo, el oleoducto Bicentenario pudo mitigar esos impactos, lo que resultó en cinco ciclos de reversión durante el trimestre. En lo que va del año, se han llevado a cabo 35 ciclos de reversión en el oleoducto Bicentenario. Esta operación flexible ha impedido la producción diferida del campo Caño Limón.
En el segmento Downstream, las dos refinerías lograron conjuntamente un nuevo máximo histórico de 380,000 barriles de rendimiento estable por día. El tercer trimestre fue el mejor del año en términos de rendimiento y margen de refinación bruto para cada una de nuestras refinerías.
En línea con el proceso de optimización, la refinería de Cartagena continuó generando valor al alcanzar un rendimiento promedio de 158,000 barriles por día para el trimestre, con una composición de rendimiento del 80% nacional y 20% de crudo importado. Este resultado contribuyó significativamente a la reducción del coste de venta del Grupo. En agosto, se alcanzó un récord en la refinería al utilizar crudos locales al 100% durante nueve días, obteniendo un rendimiento promedio de 164,000 barriles por día. El margen bruto de refinación para el trimestre fue de 12.1 dólares por barril, lo que representa un aumento del 17.5% con respecto al tercer trimestre de 2017. Adicionalmente, la refinería de Barrancabermeja mostró un aumento del 11% en el rendimiento frente al tercer trimestre de 2017. Este resultado fue Principalmente debido al funcionamiento estable de sus unidades y la segregación de crudos ligeros e intermedios. El margen de refinación promedio para el trimestre fue de 13.9 dólares por barril, impactado en gran medida por el aumento en los precios de la canasta de crudo en comparación con Brent.
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