Transcription de la conférence téléphonique sur les résultats du T2 2025 d'Ecopetrol (EC)

Image source: The Motley Fool.
DATE
Mercredi 13 août 2025 à 10h00, heure de l’Est
PARTICIPANTS À LA CONFÉRENCE
-
Ricardo Roa Barragan, Directeur Général
-
Bayron Triana Arias, Vice-président exécutif, Énergies de transition
-
Alfonso Camilo Barco Munoz, Directeur financier
-
Juan Carlos Hurtado Parra, Vice-président par intérim, Hydrocarbures
-
Julián Fernando Lemos Valero, Vice-président, Nouvelles activités
-
Rafael Ernesto Guzmán Ayala, Vice-président par intérim, Hydrocarbures (Amont)
Transcription intégrale de la conférence téléphonique
Ricardo Roa Barragan : Bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2025 du groupe Ecopetrol. Au cours du trimestre, nous avons maintenu des opérations solides avec des améliorations dans la récupération en amont et en aval, et des résultats résilients dans le segment intermédiaire, malgré un environnement difficile marqué par une forte volatilité et une baisse des prix du pétrole due aux tensions géopolitiques et aux perturbations de tiers des infrastructures du système de transport. Nous avons atteint une production semestrielle de 751 000 barils d’équivalent pétrole par jour. Nous avons atteint une production semestrielle de 751 000 barils d’équivalent pétrole par jour, le niveau le plus élevé depuis une décennie.
Cela a été stimulé par des champs en Colombie tels que Caño Sur et CPO-09, qui ont contribué à la production nationale de pétrole la plus élevée depuis 4 ans, ainsi qu’une forte performance dans le bassin du Permien aux États-Unis. Nous avons déclaré la viabilité commerciale de la découverte de Lorito à Meta, la plus importante depuis les 10 dernières années, à la suite de l’acquisition récente de 45 % du bloc CPO-09. De plus, nous avons commencé le forage du puits Papayuela en haute mer dans les Caraïbes dans le but d’étendre le potentiel gazier du pays. Dans le segment intermédiaire, les volumes ont dépassé 1 million de barils par jour, soutenus par des solutions opérationnelles qui atténuent l’impact des événements externes.
Nous soulignons l’expansion du terminal de Pozos Colorados, y compris l’achèvement du plus grand réservoir du pays d’une capacité de 320 000 barils et la capacité de déchargement augmentée à 550 000 barils, permettant la réception des plus grands navires. En aval, nous avons atteint 405 000 barils par jour en débit avec une reprise opérationnelle complète après l’achèvement d’importantes activités de maintenance. Nous prévoyons de capitaliser sur cela avec des marges améliorées au cours du second semestre de l’année. Dans le segment du gaz, nous avons achevé la première commercialisation à long terme d’un gaz naturel important en Colombie, assurant l’approvisionnement national par le biais de contrats de 5 ans. Enfin, nous avons signé l’accord d’acquisition de Windpeshi, le premier projet éolien d’Ecopetrol développé par nos soins, situé à La Guajira.
Il s’agit d’une étape clé vers l’avancement de la décarbonisation et la réduction des coûts énergétiques dans nos opérations. En résumé, les opérations d’Ecopetrol se sont adaptées rapidement à l’environnement, maintenant la tendance positive observée au cours des trimestres précédents. Passons à la prochaine diapositive, s’il vous plaît. Les progrès opérationnels solides au cours du trimestre ont été partiellement compensés par la baisse du prix du pétrole brut. Le Brent a baissé de 22 % par rapport au deuxième trimestre 2024, ce qui a eu un impact sur les revenus et les bénéfices. Sur le front commercial, nous avons réalisé le meilleur différentiel de pétrole brut trimestriel depuis 4 ans, grâce à un panier diversifié et à une stratégie de commercialisation active qui nous permettent de capter de la valeur même dans un environnement de faibles prix.
Nous avons réalisé des efficacités totalisant 2,2 billions de COP, dépassant l’objectif du semestre de 27 %, ce qui a contribué à atténuer l’impact des prix plus bas. En termes d’investissements, nous avons engagé 2,5 milliards de dollars américains jusqu’à présent cette année, conformément à notre stratégie à long terme. Il convient de noter que nous maintenons notre objectif de production pour 2025. Au cours du trimestre, nous avons effectué le paiement intégral des dividendes à nos actionnaires, offrant un rendement de 10 %, ce qui réaffirme notre engagement à générer de la valeur et des rendements compétitifs. En ce qui concerne le plan d’optimisation annoncé au cours du trimestre précédent, nous avons réalisé 80 % des progrès dans la réduction des coûts et des dépenses, renforçant ainsi notre position financière et de trésorerie pour l’année.
En conclusion, il s’agit d’un trimestre marqué par de solides opérations, soutenues par des décisions commerciales compétitives et par des efficacités qui soutiennent la performance financière du groupe. Passons à la prochaine diapositive, s’il vous plaît. Nous continuons à progresser régulièrement dans le cadre de notre programme TESG. Nous prévoyons de dépasser l’objectif de 900 mégawatts en énergie renouvelable vendue pour la production par 2025, grâce aux acquisitions réalisées au cours du trimestre, qui seront détaillées plus loin dans la présentation. En matière de décarbonisation, nous continuons à dépasser notre objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, avec une réduction de 242 000 tonnes d’équivalent CO2, ce qui équivaut à la consommation moyenne annuelle d’énergie de 190 000 foyers.
Sur le plan social, grâce aux mécanismes de la taxe Liu, nous avons achevé 6 initiatives représentant un investissement de 43 milliards de COP, bénéficiant à environ 350 000 personnes dans diverses régions du pays. De plus, nous avons alloué plus de 180 milliards de COP à notre portefeuille de développement territorial durable, qui comprend des investissements sociaux, environnementaux et communautaires. En matière de gestion des ressources en eau, nous utilisons plus de 44 millions de mètres cubes pour nos opérations directes. Cela équivaut à presque deux fois la consommation domestique annuelle d’environ 500 000 résidents de tout le département de Casanare. En matière de création d’emplois, nous facilitons plus de 66 000 engagements de main-d’œuvre au cours du premier semestre par le biais de nos sociétés de contractants, ce qui réaffirme notre engagement envers le développement économique des régions où nous opérons.
Avec ces réalisations, nous continuons à renforcer notre contribution au bien-être régional et au développement durable du pays. Je cède maintenant la parole à Rafael Guzmán, qui présentera les résultats de la ligne d’activité Hydrocarbures.
Rafael Ernesto Guzmán Ayala : Merci, Ricardo. Au cours du premier semestre 2025, nous avons réalisé des progrès significatifs dans le segment amont, en faisant progresser les découvertes clés vers leur phase de développement. Pour mettre en évidence les étapes suivantes : la déclaration de commercialité de la découverte de Lorito en juin, qui sera détaillée plus loin dans la prochaine diapositive ; la reconnaissance par l’Agence nationale brésilienne du pétrole et des biocarburants de la déclaration de commercialité pour les zones de développement de Gato do Mato, désormais nommées Orca et South Orca, le 20 mai 2025. Cela constitue une étape clé, permettant le début de l’incorporation des réserves avérées en 2025. Parallèlement, le génie détaillé a commencé pour l’unité de production flottante et les installations de traitement, ainsi que les analyses de sécurité et la consolidation des équipes de projet.
Le projet sérieux progresse vers sa phase de développement. Les travaux sont actuellement en cours sur le modèle contractuel pour la conception, la construction et l’exploitation des installations de service nécessaires au traitement du gaz. De plus, des activités de faisabilité ethnique, sociale et environnementale sont en cours après l’obtention du certificat de programme pour le franchissement de plage accordé par l’Autorité nationale de concertation préalable concernant les actifs offshore de la mer des Caraïbes du Sud le 9 juin 2025, nous avons soumis une demande à l’ANH pour attribuer les 50 % d’intérêts de Shell dans le bloc en faveur d’Ecopetrol. Nous continuons à faire progresser l’évaluation des alternatives pour l’exécution du développement.
Au cours de ce semestre, 6 des 10 puits d’exploration planifiés avaient été forés, avec 156 millions de dollars américains d’investissement déjà exécutés. Cela comprend le succès exploratoire du puits Currucutu-1 exploité par GeoPark en partenariat avec Hocol dans le bloc Llanos-123. Ce puits est situé dans le même bassin oriental des Llanos que la découverte de Toritos, ce qui réduit l’incertitude technique dans le bloc et élargit son potentiel de production vers le nord. La campagne d’exploration dans le bloc GUAOFF-0 a continué avec le forage du puits Buena Suerte-1, ce puits n’a pas montré d’accumulation commerciale d’hydrocarbures. Cependant, le puits a fourni des informations géologiques précieuses sur les jeux différents de celui de Sirius. Avec une prospection supplémentaire à maturer sur la base des données obtenues.
Le forage a commencé dans le puits Papayuela-1 ciblant un jeu similaire à celui de Sirius. Passons à la prochaine diapositive. La déclaration de commercialité de la découverte de Lorito, située dans la municipalité de Guamal, Meta, marque la combinaison d’un processus d’exploration réussi et reflète la valeur stratégique de l’acquisition de 45 % d’intérêts dans le bloc CPO-09 de Repsol. Il représente la découverte la plus importante en termes de potentiel de ressources depuis plus de dix ans, avec environ 250 millions de barils de pétrole de ressources récupérables, dont 109 millions de barils classés comme ressources contingentes certifiées.
Cette étape commerciale permet le développement de 13 584 acres de superficie, une taille comparable à celle du champ de Chichimene et l’incorporation en production de 2 puits, Tejón-1 et Guamal Profundo-1 situés à proximité du champ d’Akacias, avec un potentiel de production combiné de 1 450 barils par jour. Comme le montre la carte, sa proximité avec les infrastructures de production et de transport existantes, ainsi que le potentiel de continuité du réservoir avec les champs voisins tels qu’Akacias et Chichimene, facilitent la production commerciale, la déviation technique et permettent de capter des synergies opérationnelles. Le plan de développement sera soumis à l’ANH au cours du quatrième trimestre de l’année. Ce plan comprendra les activités proposées, les exigences de licence et les investissements nécessaires pour la progression future des réserves.
Passons à la prochaine diapositive. Au cours du premier semestre 2025, nous avons atteint une production totale de 751 000 barils d’équivalent pétrole par jour, le niveau le plus élevé depuis 2015, grâce aux facteurs suivants : la contribution de la production de pétrole brut nationale qui a atteint 57 000 barils par jour, le niveau le plus élevé depuis 2021, stimulée principalement par laquelle a ajouté 10 000 barils par jour par rapport à la même période l’année dernière et l’acquisition de 45 % d’intérêts dans le bloc CPO-09, qui a contribué à un supplément de 11 000 barils par jour.
Deuxièmement, la campagne de forage dans le bassin du Permien a atteint une production de 106 000 barils d’équivalent pétrole par jour pour le semestre, une augmentation de 14 000 barils par rapport à la même période l’année dernière. Ce résultat reflète l’optimisation des conceptions de complétion et l’efficacité de la mise en ligne de nouveaux puits et un calendrier accéléré, rendu possible par des efficacités opérationnelles dans le forage et les complétions. Comme le montre le graphique en haut à droite, en juin, nous avons pu récupérer la production de pétrole brut naturel qui avait été affectée par des événements externes et liés aux opérations concentrées principalement en avril. Cette reprise a été possible grâce à notre expérience dans la gestion efficace des [incidents] et à la minimisation des perturbations opérationnelles.
Au cours du semestre, 1,4 milliard de dollars ont été investis, mettant en évidence l’expansion de la capacité de traitement de l’eau à Rubiales et Caño Sur, et la mise en service progressive de la capacité de traitement du pétrole brut à la station Orotoy, qui, en juillet, avait augmenté à 35 000 barils. Ces installations permettent la continuité opérationnelle des champs et soutiennent la croissance de la production. De plus, nous avons réalisé 180 travaux de réhabilitation, soit une augmentation de 59 % par rapport à la même période l’année dernière, et 220 puits de développement atteignant des niveaux proches de ceux de 2024. Dans le cadre de la stratégie d’efficacité et de la priorisation des investissements en fonction du prix du Brent, l’investissement total projeté s’élève à 3,6 milliards de dollars pour la production et 400 millions de dollars pour l’exploration, soit un total de 4 milliards de dollars dans le segment amont.
Cette optimisation n’affecte pas l’incorporation des réserves ni les niveaux de production, nous maintenons notre objectif de production établi de 740 000 à 750 000 barils d’équivalent pétrole par jour pour 2025. Passons à la prochaine diapositive, s’il vous plaît. Le segment intermédiaire a affiché de solides résultats financiers avec une augmentation de 9 % du bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement (EBITDA) au cours du premier semestre de l’année par rapport à la même période en 2024. Cela démontre la résilience de l’opération dans un environnement difficile. En termes de volume, les volumes transportés ont diminué de 6 % par rapport au deuxième trimestre de 2024 et de 4 % par rapport à la première moitié de l’année précédente. Comme le montre le graphique en haut à gauche.
Cela était principalement dû à une augmentation des événements externes tels que les blocages, les attaques contre les infrastructures de transport, le vol de pétrole brut et la production plus faible de tiers dans le pays. De plus, la maintenance programmée à la raffinerie de Barrancabermeja a eu un impact sur les volumes de pétrole brut et de produits raffinés. En réponse à l’impact des tiers sur les infrastructures de transport, nous avons mis en œuvre des stratégies telles que le contrôle opérationnel renforcé, l’utilisation de la technologie pour la détection, la réparation et l’évacuation rapides aux points touchés.
Ces efforts ont été coordonnés avec les agences gouvernementales et ont inclus la mise en œuvre de voies d’évacuation alternatives permettant le transport de plus de 7 millions de barils des champs du nord des Llanos, près de l’ancien oléoduc et la séparation de ce pétrole de la raffinerie de Barrancabermeja pour préserver sa qualité et ses propriétés. Dans le même temps, le segment a réalisé des progrès décisifs qui renforcent la résilience des systèmes intermédiaires avec quelques jalons comme suit. En ce qui concerne les produits raffinés, un point fort comprend l’expansion du stockage au terminal de Pozos Colorados, atteignant une capacité de stockage de 1,5 million de barils et la capacité de recevoir des navires de produits raffinés d’une capacité allant jusqu’à 550 000 barils. En ce qui concerne le pipeline de pétrole brut, la capacité a été augmentée dans plusieurs systèmes.
La capacité de Vasconia [indiscernible] a été augmentée de 7 %, permettant une plus grande disponibilité du pétrole brut national à la raffinerie. La capacité d’évacuation d’Araguaney, Cusiana a été augmentée de 50 000 à 80 000 barils par jour, permettant une réduction plus rapide des stocks des champs [indiscernible] et une réduction des risques de reports de production. L’opération stérilisée du pipeline Caño Sur avec des flux d’évacuation dépassant 50 000 barils par jour a contribué à atténuer les reports de production et à réaliser des économies de 77 milliards de COP. Cet ensemble de réalisations démontre comment, dans un contexte réel, le segment continue d’exécuter un projet stratégique qui renforce la capacité et l’efficacité du système de transport des hydrocarbures de la Colombie. Passons à la prochaine diapositive.
Au cours du deuxième trimestre 2025, le segment en aval a affiché une reprise de ses résultats financiers avec une augmentation de 53 % du bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement (EBITDA) par rapport à la même période en 2024. Cela a été soutenu par une amélioration de la disponibilité opérationnelle, qui a atteint 95,8 %, contre 91,2 % au premier trimestre 2025. Ces résultats reflètent une amélioration continue des performances et de la stabilité opérationnelle dans les raffineries, grâce aux progrès dans le cycle de maintenance majeur avec 8 des 10 travaux programmés achevés, y compris ceux de Cracking UOPII, Polyethylene 1 et Prime G units.
En conséquence, le débit consolidé a atteint 413 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre de l’année, ce qui représente une reprise de 4 % par rapport au premier trimestre 2025, comme le montre le graphique en haut à gauche. Sur une base semestrielle, le débit a reflété l’impact d’une activité de maintenance accrue au premier trimestre, ce qui a entraîné une baisse de 5 % par rapport à la même période de l’année précédente. En termes de