–Como consecuencia de la caída de precios del crudo a nivel internacional, la Empresa Colombiana de Petroleos, Ecopetrol, registró pérdidas por 3,9 billones de pesos en el 2015.
Según el reporte del grupo empresarial, las utilidades de Ecopetrol en el año 2015 se vieron afectadas principalmente por el precio internacional del crudo y por la aplicación de las normas de contabilidad internacional (NIIF) que le representaron a la empresa unos ‘castigos contables’ en su balance, pero que no impactan la generación de caja.
Lo anterior hace que las cifras no sean comparables línea a línea con los años anteriores. Por ejemplo, para el 2014, hubo que recalcular todas las cifras y Ecopetrol pasó de tener una utilidad de $8,4 billones a $5,7 billones.
Esto lleva a que Ecopetrol registrara utilidades operacionales de $1,45 billones en 2015, pero que, luego de los castigos contables, arrojara una pérdida neta de ($3,9 billones). Sin el efecto contable mencionado, la compañía habría registrado una utilidad neta de $2,4 billones.
Frente a este panorama retador, en 2015 se destacó la reducción de costos por $2,8 billones y el incremento de la producción en 5.000 barriles por día, hasta alcanzar los 761 mil barriles por día equivalentes. Esta mayor producción se originó en el aumento del 17,4% de la producción en el campo Castilla y del 39% de Chichimene, ubicados en el Meta.
A pesar de que la canasta de venta de crudos cayó 49,8%, las ventas totales de Ecopetrol se redujeron solo 21%, al pasar de $65,9 billones en 2014 a $52,1 billones en 2015.
El presidente de Ecopetrol Juan Carlos Echeverry entregó las siguientes explicaciones sobre la situación del grupo empresarial, incluido el escándalo de la Refineria de Cartagena, Reficar:
“2015 fue uno de los años más retadores para la industria del petróleo. Ecopetrol, al igual que muchas otras compañías del sector, llevo a cabo profundos ajustes en su forma de operar para ser más eficiente y sobrellevar los menores precios del crudo. Intensificó la interacción entre la
excelencia operativa y financiera para generar y proteger la caja, asegurar la sostenibilidad y prepararse para crecer una vez el escenario de precios lo permita. A este reto se sumaron los desafíos impuestos por los ataques a la infraestructura petrolera, el Fenómeno del Niño, el cierre de la frontera con Venezuela, la terminación de proyectos clave del Midstream y el Downstream, y la devaluación de la tasa de cambio.
En medio de este entorno desafiante, la compañía mantuvo un sólido desempeño operativo mientras avanzó en la transformación de todas sus líneas de negocio, para aumentar la eficiencia de forma estructural; redujo los costos de operación sin afectar la confiabilidad y seguridad de sus
operaciones; y fortaleció una cultura organizacional basada en la integridad, colaboración y creatividad. Este proceso de cambio ha sido liderado por un nuevo grupo directivo que ha buscado apalancar las fortalezas de Ecopetrol para introducir nuevas y más eficientes maneras de desarrollar las operaciones a lo largo de toda la cadena de valor.
Desde mediados de 2015 Ecopetrol empezó a ajustar su plan de inversiones sin sacrificar la producción y el avance de proyectos esenciales; a aumentar sus niveles de eficiencia y a reducir sus costos y gastos; y estableció una meta de ahorro de COP$1.6 billones para ese año.
Al cierre de 2015 los ahorros de Ecopetrol fueron de COL$2.2 billones, superiores a la meta definida. Este logro fue posible gracias a las estrategias de renegociación de contratos (COL$0.98 billones), de abastecimiento (COL$0.50 billones) y mayores eficiencias operativas (COL$0.72
billones). Adicionalmente, las filiales y subsidiarias aportaron COL$0.6 billones, para un monto de ahorro del Grupo Empresarial de COL$2.8 billones. La compañía trabaja para que estos ahorros sean estructurales y contribuyan a asegurar la sostenibilidad y mejorar la competitividad de la compañía en el largo plazo.
La mayor eficiencia le permitió a Ecopetrol mitigar parcialmente el impacto de la caída de los precios de crudo sobre el balance de reservas probadas, el cual llegó a 1,849 millones de barriles de petróleo equivalente, esto es, 11% menos que al cierre de 2014. La caída de un 45% en el
precio del crudo utilizado para la valoración de las reservas llevó a una disminución estimada de 404 millones de barriles de petróleo equivalente, la cual se vio compensada por menores costos y mayores eficiencias, que adicionaron 275 millones de barriles de petróleo equivalente.
A nivel operacional, la compañía presentó sólidos resultados, empezando por el mejor desempeño en seguridad industrial de su historia, medido mediante el índice de frecuencia de casos registrables y el índice de frecuencia de accidentalidad con pérdida de tiempo, los cuales fueron de
0.96 y de 0.49, respectivamente. Este es el resultado del esfuerzo constante y sistemático por alcanzar los estándares de la industria y una muestra fehaciente del compromiso de Ecopetrol con el cuidado de las personas.
En 2015, el Grupo superó levemente la meta de producción de 760 kbped, a pesar del entorno de precios bajos, los desafíos operacionales y las alteraciones de orden público que se presentaron.
Frente al año pasado, la producción creció en 5 mil barriles por día, principalmente por el aumento de la producción de los campos Castilla (+17.4%) y Chichimente (+38.9%), debido a la entrada de nuevos pozos en producción.
En el frente de incremento del factor de recobro, en el año 2015 se iniciaron 8 pilotos en las tecnologías de inyección de agua, inyección de solvente e inyección de agua mejorada, cumpliendo la meta planeada. Se resalta la implementación de pilotos de inyección de agua en campos con
crudo pesado como Castilla y Chichimene, con resultados positivos en las áreas intervenidas.
La producción adicional acumulada representa un incremento en el factor de recobro de 1.2% en el área del piloto del campo Chichimene y del 0.15% en el área del piloto del campo Castilla.
La mejora del factor de recobro, primordialmente por medio de infill drilling, seguirá siendo la mayor fuente de crecimiento de reservas en campos de producción en los próximos años. Por ello es necesario aumentar la eficiencia en la perforación de pozos, como se ha venido haciendo en los diferentes campos. En Castilla, por ejemplo, se pasó de 34 a 26 días promedio de perforación por pozo, y en Chichimene de 36 a 26 días, entre 2014 y 2015.
En exploración, el hallazgo en mayo en el pozo Kronos en el Caribe offshore está considerado como uno de los 20 mayores descubrimientos a nivel mundial en 2015. La campaña exploratoria también incluyó la perforación del pozo Calasú (éxito geológico) en el mar Caribe y tres pozos más:
Muérgana Sur ubicado en los Llanos Orientales (taponado y abandonado), Bullerengue en el Valle Inferior del Magdalena (éxito geológico), y Sea Eagle en el Golfo de México de los Estados Unidos (seco).
Al cierre del año se encontraba en perforación el pozo delimitador Leon 2 en aguas profundas del Golfo de México, operado por Repsol, que tiene el 60% de participación, y Ecopetrol America Inc el 40%. El pozo llegó a profundidad final el 2 de febrero de 2016, y actualmente se encuentra en
evaluación.
En transporte, en 2015, se evidenció un crecimiento de 2% en volumen transportado frente a 2014, debido principalmente a la mayor disponibilidad a lo largo del año de los sistemas Caño Limón – Coveñas y Transandino, por un menor número de atentados contra la infraestructura petrolera, los cuales pasaron de 130 en 2014 a 80 en 2015.
Las pruebas para verificar el desempeño de los sistemas de transporte con crudos de mayor viscosidad por el Oleoducto de los Llanos, Oleoducto de Colombia y Ocensa fueron exitosas, lo que abre posibilidades para reducir el consumo de diluyente en el 2016. Este aspecto es fundamental para hacer más rentable la producción de los crudos pesados, que hoy día representan el 57% de la producción total del Grupo. El aumento de la tolerancia de los sistemas de transporte de 220 centistocks (CST) a 300 CST de viscosidad permitió una reducción de US$0.75/Bl en el costo de dilución.
Al final del 2016 la meta es transportar a 400 CST.
En refinación, el mayor logro fue el encendido de la Unidad de Crudo de la refinería de Cartagena, con el cual se dio inicio a la entrada secuencial de las plantas que componen la nueva refinería.
El pasado 24 de febrero arrancó la operación de la Unidad de Coquización Retardada, la cual permite llegar a una conversión del 97%. A finales de febrero entraron dos plantas más: la Unidad de Craqueo Catalítico, que recibe gasóleos de la Unidad de Crudo y produce en forma selectiva corrientes de mayor valor, y la Hidrotratadora de Naftas, cuya función principal es retirar el azufre de las gasolinas para entregar combustibles amigables con el medio ambiente, con menos de 50 partes por millón de azufre.
Ecopetrol espera tener todas las plantas en operación durante el segundo trimestre del año y paulatinamente estabilizar la refinería para llevarla a plena carga en el tercer trimestre del año.
Vale la pena resaltar que la refinería realizó su primera exportación de combustibles en el mes de noviembre de 2015 con destino a los Estados Unidos y el Caribe, por un total de 200 mil barriles de nafta virgen y 50 mil barriles de combustible de aviación JET A1.
Otro buen resultado se dio en la refinería de Barrancabermeja, que reportó un margen bruto de US$16.8/Bl en 2015 versus US$14.6/Bl en 2014, debido a los mayores rendimientos de los destilados medios, a la implementación de iniciativas para valorizar el GLP y las corrientes residuales, y al comportamiento del precio de los refinados.
El 2015 trajo la consolidación de un nuevo equipo directivo, con la renovación de la mitad de las posiciones con personal altamente calificado y experto en sus campos de conocimiento, con una destacada experiencia en la industria del petróleo y el gas. El estilo de liderazgo, alineado con la transformación cultural, está basado en el conocimiento, confianza, comunicación y trabajo en equipo. En 2016, la compañía profundizará su trabajo con la gerencia media y buscará el desarrollo de líderes futuros con alto potencial, que estén preparados para asumir los retos de la gestión de Ecopetrol.
La Compañía cerró el año con una pérdida de COL$3.9 billones, debido principalmente a efectos contables introducidos por la presentación de los Estados Financieros bajo NIIF. Sin el efecto de impairments la compañía habría arrojado una utilidad neta de COL$2.4 billones. Este efecto contable, así como la diferencia en cambio, constituyen un registro en el gasto que afecta el resultado financiero, pero que no implica uso de caja. Los impairments pueden revertirse una vez las condiciones de mercado se tornen más favorables, excepto en el caso de impairment por goodwill. Así, a pesar del adverso entorno de precios y su fuerte impacto en los resultados, la compañía mantuvo su margen EBITDA en 35%, nivel cercano al del año pasado, y siguió teniendo en la generación interna de caja la principal fuente de recursos para su operación.
Ahora bien, no sólo con ahorros se construye el futuro. La calidad de la inversión es la otra clave. Actualmente robustecemos el portafolio de Exploración y Producción mediante un cambio institucional orientado a alinear incentivos para identificar mejores prospectos, y someterlos a un
exigente escrutinio y competencia. Una inversión más enfocada y efectiva, a menores costos, debe redundar en más reservas futuras.
El 2016 es un año de transición para los negocios del grupo empresarial. Finalizaremos inversiones importantes en los segmentos de refinación y transporte. En estos segmentos contamos con la capacidad instalada suficiente para el crecimiento de la empresa en el mediano plazo.
Finalizar las inversiones significativas en refinación y transporte, significa que a partir de 2017 se liberarán más de mil millones de dólares de inversión anual y se destinará 90% de la capacidad de inversión al segmento de exploración y producción, mientras que en los últimos 5 años hemos dedicado cerca del 60%.
Hemos disminuido los precios de equilibrio y mitigado el riesgo técnico. Con ello, la identificación de proyectos adicionales debe mejorar el potencial de crecimiento de la compañía.
Finalmente, 2016 será un año de excelencia financiera enfocado en generación y protección de la caja de la compañía. Se dinamizará el proceso de desinversiones, que durante 2015 surtió el proceso de análisis y estructuración. Así, La compañía afianzará la sostenibilidad financiera y
buscará proteger la calificación crediticia manteniendo en niveles adecuados su endeudamiento.
Para 2016, el plan de inversiones por US$4.8 billones contempla una reducción de 26% frente a la ejecución de inversiones del año 2015. Refleja disciplina de capital y foco en las inversiones de mayor valor, así como la posibilidad de alcanzar mayores eficiencias, sin afectar las operaciones de Ecopetrol. Ahora bien, en función del precio internacional manejaremos el monto de dicha inversión como un flujo cuyo caudal está regulado por exclusas.
La compañía continuará dando impulso a su programa de desinversión de activos 2016-2017, para obtener recursos entre USD$400 y USD$900 millones de un potencial de activos realizables de US$1.4 miles de millones. En esta fase, la compañía avanzará en la desinversión de activos no
estratégicos y participaciones accionarias, tales como Propilco, EEB e ISA y otros bajo estudio.
Para Ecopetrol es prioritario mantener el grado de inversión y el acceso a los mercados de capitales. Los ajustes hechos en 2016 implican unas necesidades de financiamiento entre USD$1,500 millones y USD$1,900 millones, de los cuales ya se obtuvo aproximadamente USD$475 millones, por medio de créditos con la banca local e internacional. Se ha ratificado la confianza en la compañía y el apetito por el crédito de Ecopetrol. Esta estimación no contempla recursos provenientes del programa de desinversiones que, en caso de darse, fortalecerían la caja de la compañía.
Respecto a Reficar y las inquietudes manifestadas por los diferentes entes de control, es importante mencionar que las indagaciones están en una etapa preliminar.
La Contraloría inició un estudio sobre Reficar en 2015, el cual fue concluido y reportado en 2016. Dicho informe no señala ningún hallazgo fiscal sobre Reficar, sin embargo da lugar al inicio de unas investigaciones puntuales de cara al contrato EPC del proyecto.
Por su parte, la Procuraduría actualmente tiene en curso 2 investigaciones: una iniciada en 2012 a los miembros de la Junta Directiva de Reficar en esa fecha y otra reciente por las demoras en la ejecución del proyecto a funcionarios y ex funcionarios de Ecopetrol y a miembros y ex miembros de la Junta Directiva de Ecopetrol, en donde se me incluye.
La Fiscalía por su parte, hacia principios de febrero, inició la recolección y revisión de información sobre Reficar.
Todas las investigaciones aún están en fase preliminar y quiero enfatizar que Ecopetrol y Reficar están dando toda la relevancia a estos procesos a través de su cooperación exhaustiva con los entes de control. Finalmente quiero señalar que ninguna de las investigaciones hace alusión, a la
fecha, a violaciones al código de ética ni afectan la integridad de los negocios de Ecopetrol.
Ecopetrol ha respondido con celeridad y decisión a los retos impuestos por el entorno de precios, con una profunda transformación interna y una gestión basada en la disciplina financiera, la búsqueda de mayores eficiencias y la mejora en la calidad y rotación activa de su portafolio.
Ecopetrol seguirá buscando opciones para sobrellevar la coyuntura actual y preparar nuestro portafolio de exploración y producción para aprovechar una mejora futura en los precios del crudo.
Adicionalmente se enfocará en generar valor para sus accionistas cuidando la sostenibilidad y solidez financiera en el largo plazo”.
