Ecopetrol (EC) Q2 2025 Earnings Call Transcript

Fonte dell'immagine: The Motley Fool.
DATA
Mercoledì 13 agosto 2025 alle 10:00 ET
PARTECIPANTI ALLA TELECONFERENZA
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Amministratore Delegato — Ricardo Roa Barragan
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Vice Presidente Esecutivo, Energie di Transizione — Bayron Triana Arias
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Direttore Finanziario — Alfonso Camilo Barco Munoz
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Vice Presidente ad interim, Idrocarburi — Juan Carlos Hurtado Parra
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Vice Presidente, Nuovi Business — Julián Fernando Lemos Valero
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Vice Presidente, Idrocarburi (ad interim), Upstream — Rafael Ernesto Guzmán Ayala
Testo integrale della teleconferenza sugli utili
Ricardo Roa Barragan: Benvenuti alla teleconferenza sugli utili del secondo trimestre 2025 di Ecopetrol Group. Nel corso del trimestre, abbiamo mantenuto operazioni solide con miglioramenti nel recupero upstream nella downstream e risultati resilienti nel segmento midstream, nonostante un ambiente impegnativo caratterizzato da elevata volatilità e prezzi del greggio in calo a causa di tensioni geopolitiche e interruzioni di terze parti all'infrastruttura del sistema di trasporto. Abbiamo raggiunto una produzione semestrale di 751.000 barili equivalenti petrolio al giorno. Abbiamo raggiunto una produzione semestrale di 751.000 barili equivalenti petrolio al giorno, il livello più alto in un decennio.
Questo è stato guidato da campi in Colombia come Caño Sur e CPO-09, che hanno contribuito alla più alta produzione nazionale di greggio in 4 anni nonché a una forte performance nella Permian Basin negli Stati Uniti. Abbiamo dichiarato la validità commerciale della scoperta di Lorito in Meta, la più significativa negli ultimi 10 anni a seguito dell'acquisizione recente del 45% del blocco CPO-09. Inoltre, abbiamo iniziato la perforazione del pozzo Papayuela nel Mar dei Caraibi offshore mirato ad espandere il potenziale di gas del paese. Nel midstream, i volumi hanno superato 1 milione di barili al giorno, supportati da soluzioni operative che mitigano l'impatto di eventi esterni.
Evidenziamo l'espansione del terminale di Pozos Colorados, inclus il completamento del più grande serbatoio del paese con una capacità di 320.000 barili e la capacità di scarico aumentata a 550.000 barili, consentendo la ricezione delle navi più grandi. Nella downstream, abbiamo raggiunto 405.000 barili al giorno di throughput con pieno recupero operativo dopo il completamento delle principali attività di manutenzione. Ci aspettiamo di capitalizzare su questo con margini migliorati nella seconda metà dell'anno. Nel segmento del gas, abbiamo completato la prima commercializzazione a lungo termine di importante gas naturale in Colombia, garantendo l'approvvigionamento nazionale attraverso contratti di 5 anni. Infine, abbiamo firmato l'accordo per acquisire Windpeshi, il primo progetto eolico di Ecopetrol sviluppato da noi stessi situato in La Guajira.
Questo è un passo chiave verso il progresso della decarbonizzazione e la riduzione dei costi energetici nelle nostre operazioni. In sintesi, le operazioni di Ecopetrol si sono adattate rapidamente all'ambiente, mantenendo la tendenza positiva vista nei recenti trimestri. Passiamo alla prossima diapositiva, per favore. I solidi progressi operativi durante il trimestre sono stati parzialmente compensati dal calo del prezzo del greggio. Il Brent è diminuito del 22% rispetto al secondo trimestre del 2024, impattando sia i ricavi che i profitti. Sul fronte commerciale, abbiamo ottenuto il miglior differenziale trimestrale di greggio degli ultimi 4 anni, grazie a un paniere diversificato e a una strategia di marketing attiva che ci ha permesso di catturare valore anche in un ambiente a prezzi bassi.
Abbiamo raggiunto efficienze per un totale di COP 2,2 trilioni, superando l'obiettivo del semestre del 27%, aiutando a mitigare l'impatto dei prezzi più bassi. In termini di investimenti, abbiamo impegnato i nostri 2,5 miliardi di dollari finora quest'anno, allineati con la nostra strategia a lungo termine. Vale la pena notare che stiamo mantenendo il nostro obiettivo di produzione per il 2025. Durante il trimestre, abbiamo completato il pagamento completo dei dividendi ai nostri azionisti, consegnando un rendimento del 10%, confermando il nostro impegno a generare valore e rendimenti competitivi. Per quanto riguarda il nostro piano di ottimizzazione annunciato lo scorso trimestre, abbiamo fatto progressi dell'80% nella riduzione dei costi e delle spese, rafforzando la nostra posizione finanziaria e di cassa per l'anno.
In conclusione, questo è stato un trimestre segnato da operazioni solide sostenute da decisioni commerciali competitive ed efficienze che supportano le performance finanziarie del gruppo. Passiamo alla prossima diapositiva, per favore. Continuiamo a fare progressi costanti sulla nostra agenda TESG. Ci aspettiamo di superare l'obiettivo di 900 megawatt in energia rinnovabile per la generazione in vendita entro il 2025, grazie alle acquisizioni effettuate durante il trimestre, che saranno dettagliate in seguito nella presentazione. Nella decarbonizzazione, continuiamo a superare il nostro obiettivo di riduzione delle emissioni di gas serra con una riduzione di 242.000 tonnellate di CO2 equivalente paragonabile al consumo energetico annuo medio di 190.000 famiglie.
Sul fronte sociale, attraverso i meccanismi di Liu of Taxes, abbiamo completato 6 iniziative rappresentando un investimento di COP 43 miliardi, beneficiando circa [ 350.000 ] persone in varie regioni del paese. Inoltre, abbiamo allocato più di COP 180 miliardi al nostro portafoglio di sviluppo territoriale sostenibile, che include investimenti in social, ambientale e coinvolgimento della comunità. Nella gestione delle risorse idriche, abbiamo utilizzato oltre 44 milioni di metri cubi di acqua nelle nostre operazioni dirette. Questo è equivalente a quasi il doppio del consumo domestico annuale di circa 500.000 residenti dell'intero dipartimento di Casanare. Nella creazione di posti di lavoro, abbiamo facilitato oltre 66.000 rapporti di lavoro nel primo semestre attraverso le nostre aziende appaltatrici, confermando il nostro impegno per lo sviluppo economico nelle regioni in cui operiamo.
Con questi risultati, continuiamo a rafforzare il nostro contributo al benessere regionale e allo sviluppo sostenibile del paese. Ora passo la parola a Rafael Guzmán, che presenterà i risultati del business line degli Idrocarburi.
Rafael Ernesto Guzmán Ayala: Grazie, Ricardo. Durante la prima metà del 2025, abbiamo ottenuto progressi significativi nel segmento upstream, spingendo scoperte chiave verso la loro fase di sviluppo per evidenziare i seguenti traguardi: la dichiarazione di commercialità della scoperta di Lorito a giugno da approfondire nella prossima diapositiva; il riconoscimento da parte dell'Agenzia Nazionale Brasiliana per il Petrolio e i Biocarburanti della dichiarazione di commercialità per le aree di sviluppo di Gato do Mato, ora denominato Orca e South Orca il 20 maggio 2025. Questo ha raggiunto un traguardo chiave, consentendo l'inizio dell'incorporazione delle riserve provate nel 2025. In parallelo, è iniziata l'ingegneria dettagliata per l'unità di produzione galleggiante e gli impianti di lavorazione, insieme all'analisi della sicurezza e al consolidamento dei team di progetto.
Il progetto serio sta progredendo verso la sua fase di sviluppo. Attualmente sono in corso i lavori sul modello contrattuale per la progettazione, costruzione e funzionamento delle necessarie strutture di servizio per il trattamento del gas. Inoltre, sono in corso attività di fattibilità etnica, sociale e ambientale dopo aver ottenuto il certificato del programma per il attraversamento della spiaggia concesso dall'Autorità Nazionale per la consultazione preventiva riguardo agli asset offshore del Mar dei Caraibi Meridionale il 9 giugno 2025, abbiamo presentato una richiesta all'ANH per assegnare il 50% di interesse di Shell nel blocco a favore di Ecopetrol. Continuiamo ad avanzare nella valutazione di alternative per l'esecuzione dello sviluppo.
Entro la fine di questo semestre, 6 su 10 pozzi esplorativi pianificati erano stati perforati con 156 milioni di dollari di investimento già eseguiti. Questo include il successo esplorativo del pozzo Currucutu-1 gestito da GeoPark in partnership con Hocol nel blocco Llanos-123. Questo pozzo è situato nella stessa Bassa Llanos Orientale della scoperta di Toritos, che riduce l'incertezza tecnica nel blocco e espande il suo potenziale di produzione a nord. La campagna di esplorazione nel blocco GUAOFF-0 è continuata con la perforazione del pozzo Buena Suerte-1, tale pozzo non ha mostrato accumulo commerciale di idrocarburi. Tuttavia, il pozzo ha fornito preziose informazioni geologiche su un gioco diverso da quello di Sirius. Con ulteriore prospectività da maturare basata sui dati ottenuti.
La perforazione è iniziata nel pozzo Papayuela-1 mirando a un gioco simile a quello di Sirius. Passiamo alla prossima diapositiva. La dichiarazione di commercialità per la scoperta di Lorito situata nel comune di Guamal, Meta segna la combinazione di un processo di esplorazione di successo e riflette il valore strategico dell'acquisizione del 45% di interesse nel blocco CPO-09 da Repsol. Rappresenta la scoperta più significativa in termini di potenziale di risorse negli ultimi 10 anni con circa 250 milioni di barili di risorse recuperabili, inclusi 109 milioni di barili classificati come risorse contingenti certificate.
Questo traguardo commerciale consente lo sviluppo di 13.584 acri di area di dimensioni paragonabili al campo di Chichimene e incorpora in produzione 2 pozzi, Tejón-1 e Guamal Profundo-1 situati vicino al campo di Akacias con un potenziale di produzione combinato di 1.450 barili al giorno. Come mostrato nella mappa, la sua vicinanza all'infrastruttura di produzione e trasporto esistente nonché la potenziale continuità del giacimento nei campi vicini come Akacias e Chichimene facilita la produzione commerciale la deviazione tecnica e consente di catturare sinergie operative. Il piano di sviluppo sarà presentato all'ANH nel quarto trimestre dell'anno. Questo piano includerà le attività proposte, i requisiti di licenza e gli investimenti necessari per la futura progressione delle riserve.
Passiamo alla prossima diapositiva. Durante la prima metà del 2025, abbiamo raggiunto una produzione totale di 751.000 barili equivalenti petrolio al giorno, il livello più alto registrato dal 2015, guidato dai seguenti fattori, il contributo dalla produzione nazionale di greggio che ha raggiunto 57.000 barili di petrolio al giorno, il livello più alto dal 2021, guidato principalmente da Caño Sur che ha aggiunto 10.000 barili al giorno rispetto allo stesso periodo dell'anno scorso e l'acquisizione del 45% di interesse nel blocco CPO-09, che ha contribuito con ulteriori 11.000 barili al giorno.
In secondo luogo, la campagna di perforazione nella Permian Basin ha raggiunto una produzione di 106.000 barili equivalenti petrolio al giorno per il semestre, un aumento di 14.000 barili rispetto allo stesso periodo dell'anno scorso. Questo risultato riflette l'ottimizzazione dei progetti di completamento e l'efficienza nel portare online nuovi pozzi e un programma accelerato, reso possibile da efficienze operative nella perforazione e nei completamenti. Come mostrato nel grafico in alto a destra, a giugno siamo stati in grado di recuperare la produzione di greggio naturale che era stata colpita da eventi esterni e correlati alle operazioni principalmente concentrate ad aprile. Questo recupero è stato possibile grazie alla nostra esperienza nella gestione efficace degli [ incidenti ] e nella minimizzazione delle interruzioni operative.
Durante il semestre, sono stati investiti 1,4 miliardi di dollari evidenziando l'espansione della capacità di trattamento dell'acqua a Rubiales e Caño Sur, e il graduale commissioning della capacità di trattamento del greggio alla Stazione di Orotoy, che a luglio era aumentata a 35.000 barili. Queste strutture consentono la continuità operativa dei campi e hanno supportato la crescita della produzione. Inoltre, abbiamo eseguito 180 workover, un aumento del 59% rispetto allo stesso periodo dell'anno scorso e 220 pozzi di sviluppo raggiungendo livelli vicini a quelli del 2024. Nell'ambito della strategia di efficienza e della prioritizzazione degli investimenti basata sul prezzo del Brent, l'investimento totale previsto è di 3,6 miliardi di dollari per la produzione e 400 milioni di dollari per l'esplorazione per un totale di 4 miliardi di dollari nel segmento upstream.
Questa ottimizzazione non impatta l'incorporazione delle riserve né i livelli di produzione, manteniamo il nostro obiettivo stabilito di 740.000-750.000 barili equivalenti petrolio al giorno per il 2025. Passiamo alla prossima diapositiva, per favore. Il segmento midstream ha consegnato risultati finanziari solidi con un aumento dell'EBITDA del 9% nella prima metà dell'anno rispetto allo stesso periodo del 2024. Questo dimostra la resilienza dell'operazione in un ambiente impegnativo. In termini volumetrici, i volumi trasportati sono diminuiti del 6% rispetto al secondo trimestre del 2024 e del 4% rispetto alla prima metà dell'anno precedente. Come mostrato nel grafico in alto a sinistra.
Questo è stato principalmente dovuto a un aumento di eventi esterni come blocchi, attacchi all'infrastruttura di trasporto, furto di idrocarburi e minore produzione di greggio da parte di terze parti nel paese. Inoltre, la manutenzione programmata alla raffineria di Barrancabermeja ha impattato i volumi sia di greggio che di prodotti raffinati. In risposta all'impatto di terze parti sull'infrastruttura di trasporto, abbiamo implementato strategie come un controllo operativo più forte, sfruttando la tecnologia per il rapido rilevamento, riparazione ed evacuazione nei punti interessati.
Questi sforzi sono stati coordinati con le agenzie governative e hanno incluso l'implementazione di percorsi alternativi di evacuazione consentendo il trasporto di oltre 7 milioni di barili dai campi di Llanos nord, vicino alla [indistinguibile] vecchia la pipeline e la segregazione di questo greggio dalla raffineria di Barrancabermeja per preservarne la qualità e le proprietà. Allo stesso tempo, il segmento ha fatto progressi decisivi che migliorano la resilienza dei sistemi midstream con alcuni traguardi come segue. Nei prodotti raffinati, un punto di forza include l'espansione dello stoccaggio al terminale di Pozos Colorados, raggiungendo 1,5 milioni di barili di capacità di stoccaggio e la capacità di ricevere navi di prodotti raffinati fino a 550.000 barili. Nel greggio la capacità della pipeline è stata aumentata in diversi sistemi.
La capacità di Vasconia [indistinguibile] è stata aumentata del 7%, consentendo una maggiore disponibilità di greggio nazionale per la raffineria. La capacità di evacuazione di Araguaney, Cusiana è stata aumentata da 50.000 a 80.000 barili al giorno, consentendo una riduzione più rapida delle scorte da [indistinguibile] campi e riducendo il rischio di rinvii di produzione. L'operazione sterilizzata della pipeline di Caño Sur con flussi di evacuazione superiori a 50.000 barili al giorno, che ha contribuito a mitigare i rinvii di produzione e a catturare risparmi per COP 77 miliardi. Questo insieme di risultati dimostra come in un contesto attuale, il segmento continui a eseguire progetti strategici che rafforzano la capacità e l'efficienza del sistema di trasporto degli idrocarburi della Colombia. Passiamo alla prossima diapositiva.
Nel secondo trimestre del 2025, il segmento downstream ha mostrato un recupero nei suoi risultati finanziari con un aumento dell'EBITDA del 53% rispetto allo stesso periodo del 2024. Questo è stato supportato da un miglioramento della disponibilità operativa, che ha raggiunto il 95,8%, in aumento dal 91,2% nel primo trimestre del 2025. Questi risultati riflettono un continuo miglioramento delle performance e della stabilità operativa nelle raffinerie, guidato dai progressi nel ciclo di manutenzione principale con 8 su 10 lavori programmati completati, inclusi quelli delle unità Cracking UOPII, Polietilene 1 e Prime G.
Di conseguenza, il throughput consolidato ha raggiunto 413.000 barili al giorno nel secondo trimestre dell'anno, mostrando un recupero del 4% rispetto al primo trimestre del 2025, come mostrato nel grafico in alto a sinistra. Su base semestrale, il throughput ha riflettuto l'impatto dell'aumento dell'attività di manutenzione nel primo trimestre, mostrando una diminuzione del 5% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. In termini di