Bản ghi cuộc gọi công bố kết quả kinh doanh quý 2 năm 2025 của Ecopetrol (EC)

Fuente de la imagen: The Motley Fool.
FECHA
Miércoles, 13 de agosto de 2025 a las 10:00 a.m. ET
PARTICIPANTES EN LA LLAMADA
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Director Ejecutivo — Ricardo Roa Barragan
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Vicepresidente Ejecutivo, Energías de Transición — Bayron Triana Arias
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Director Financiero — Alfonso Camilo Barco Muñoz
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Vicepresidente Interino, Hidrocarburos — Juan Carlos Hurtado Parra
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Vicepresidente, Nuevos Negocios — Julián Fernando Lemos Valero
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Vicepresidente, Hidrocarburos (Interino), Upstream — Rafael Ernesto Guzmán Ayala
Transcripción completa de la conferencia telefónica
Ricardo Roa Barragan: Bienvenidos a la llamada de resultados del segundo trimestre de 2025 del Grupo Ecopetrol. Durante el trimestre, mantuvimos operaciones sólidas con mejoras en la recuperación upstream en downstream y resultados resilientes en el segmento midstream, a pesar de un entorno desafiante marcado por alta volatilidad y precios del crudo a la baja debido a tensiones geopolíticas y disrupciones de terceros a la infraestructura del sistema de transporte. Alcanzamos una producción semestral de 751,000 barriles equivalentes de petróleo por día. Alcanzamos una producción semestral de 751,000 barriles equivalentes de petróleo por día, el nivel más alto en una década.
Esto fue impulsado por campos en Colombia como Caño Sur y CPO-09, que contribuyeron a la producción nacional de crudo más alta en 4 años, así como un fuerte desempeño en la Cuenca Pérmica en los Estados Unidos. Declaramos la viabilidad comercial del descubrimiento de Lorito en Meta, el más significativo en los últimos 10 años tras la reciente adquisición del 45% del bloque CPO-09. Además, comenzamos la perforación del pozo Papayuela en el Caribe costa afuera con el objetivo de expandir el potencial de gas del país. En el segmento midstream, los volúmenes superaron 1 millón de barriles por día, respaldados por soluciones operativas que mitigaron el impacto de eventos externos.
Destacamos la expansión del terminal de Pozos Colorados, incluyendo la finalización del tanque más grande del país con capacidad de 320,000 barriles y la capacidad de descarga aumentada a 550,000 barriles, permitiendo la recepción de los buques más grandes. En downstream, alcanzamos 405,000 barriles por día en throughput con recuperación operativa total tras completar importantes actividades de mantenimiento. Esperamos capitalizar esto con mejores márgenes en la segunda mitad del año. En el segmento de gas, completamos la primera comercialización a largo plazo de gas natural importante en Colombia, asegurando el suministro nacional a través de contratos de 5 años. Finalmente, firmamos el acuerdo para adquirir Windpeshi, el primer proyecto eólico de Ecopetrol desarrollado por nosotros mismos ubicado en La Guajira.
Este es un paso clave hacia el avance de la descarbonización y la reducción de costos energéticos en nuestras operaciones. En resumen, las operaciones de Ecopetrol se han adaptado rápidamente al entorno, manteniendo la tendencia positiva vista en los trimestres recientes. Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor. El sólido progreso operativo durante el trimestre fue parcialmente compensado por la caída del precio del crudo. El Brent cayó un 22% comparado con el segundo trimestre de 2024, impactando tanto los ingresos como las ganancias. En el frente comercial, logramos el mejor diferencial trimestral de crudo en los últimos 4 años, gracias a una canasta diversificada y una estrategia de comercialización activa que nos permitió capturar valor incluso en un entorno de precios bajos.
Logramos eficiencias totales de COP 2.2 billones, superando la meta del semestre en 27%, ayudando a mitigar el impacto de precios más bajos. En términos de inversiones, hemos comprometido nuestros USD 2.5 mil millones hasta el momento este año, alineados con nuestra estrategia a largo plazo. Vale la pena señalar que estamos manteniendo nuestra meta de producción para 2025. Durante el trimestre, completamos el pago total de dividendos a nuestros accionistas, entregando un retorno del 10%, reafirmando nuestro compromiso de generar valor y retornos competitivos. Respecto a nuestro plan de optimización anunciado el trimestre pasado, hemos logrado un 80% de progreso en la reducción de costos y gastos, fortaleciendo nuestra posición financiera y de caja para el año.
En conclusión, este fue un trimestre marcado por operaciones sólidas sustentadas por decisiones comerciales competitivas y eficiencias que apoyan el desempeño financiero del grupo. Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor. Continuamos haciendo progresos constantes en nuestra agenda TESG. Esperamos superar la meta de 900 megavatios en energía renovable para generación de venta para 2025, gracias a adquisiciones realizadas durante el trimestre, que se detallarán más adelante en la presentación. En descarbonización, continuamos superando nuestra meta de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero con una reducción de 242,000 toneladas de CO2 equivalente comparable al consumo anual promedio de energía de 190,000 hogares.
En el frente social, a través de los mecanismos de Liu de Taxes, completamos 6 iniciativas representando una inversión de COP 43 mil millones, beneficiando aproximadamente a [ 350,000 ] personas en diversas regiones del país. Además, asignamos más de COP 180 mil millones a nuestro portafolio de desarrollo territorial sostenible, que incluye inversiones de compromiso social, ambiental y comunitario. En gestión de recursos hídricos, utilizamos más de 44 millones de metros cúbicos de agua en nuestras operaciones directas. Esto es equivalente a casi el doble del consumo doméstico anual de aproximadamente 500,000 residentes de todo el departamento de Casanare. En creación de empleo, facilitamos más de 66,000 compromisos laborales en el primer semestre a través de nuestras empresas contratistas, reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo económico en las regiones donde operamos.
Con estos logros, continuamos fortaleciendo nuestra contribución al bienestar regional y el desarrollo sostenible del país. Ahora le cedo el turno a Rafael Guzmán, quien presentará los resultados del negocio de Hidrocarburos.
Rafael Ernesto Guzmán Ayala: Gracias, Ricardo. Durante la primera mitad de 2025, logramos un progreso significativo en el segmento upstream, impulsando descubrimientos clave hacia su fase de desarrollo para destacar los siguientes hitos: la declaración de viabilidad comercial del descubrimiento de Lorito en junio, que se cubrirá con más detalle en la siguiente diapositiva; el reconocimiento por parte de la Agencia Nacional de Petróleo y Biocombustibles de Brasil de la declaración de viabilidad comercial para las áreas de desarrollo de Gato do Mato, ahora llamadas Orca y South Orca el 20 de mayo de 2025. Esto cumple un hito clave, permitiendo el inicio de la incorporación de reservas probadas en 2025. En paralelo, comenzó la ingeniería detallada para la unidad de producción flotante y las instalaciones de procesamiento, junto con el análisis de seguridad y la consolidación de los equipos del proyecto.
El proyecto serious avanza hacia su fase de desarrollo. Actualmente se está trabajando en el modelo de contrato para el diseño, construcción y operación de las instalaciones de servicio necesarias para el tratamiento de gas. Además, se están llevando a cabo actividades de viabilidad étnica, social y ambiental después de obtener el certificado del programa para el cruce de playa otorgado por la Autoridad Nacional para consulta previa respecto a los activos costa afuera del Caribe Sur el 9 de junio de 2025, presentamos una solicitud a la ANH para asignar el 50% de interés de Shell en el bloque a favor de Ecopetrol. Continuamos avanzando en la evaluación de alternativas para ejecutar el desarrollo.
Para finales de este semestre, se habían perforado 6 de los 10 pozos exploratorios planificados con $156 millones de inversión ya ejecutados. Esto incluye el éxito exploratorio del pozo Currucutu-1 operado por GeoPark en asociación con Hocol en el bloque Llanos-123. Este pozo está ubicado en la misma Cuenca Oriental de los Llanos que el descubrimiento de Toritos, lo que reduce la incertidumbre técnica en el bloque y expande su potencial de producción hacia el norte. La campaña de exploración en el bloque GUAOFF-0 continuó con la perforación del pozo Buena Suerte-1, dicho pozo no mostró acumulación comercial de hidrocarburos. Sin embargo, el pozo proporcionó información geológica valiosa sobre un juego diferente al de Sirius. Con prospectividad adicional a madurar basada en los datos obtenidos.
Comenzó la perforación del pozo Papayuela-1 apuntando a un juego similar al de Sirius. Pasemos a la siguiente diapositiva. La declaración de viabilidad comercial para el descubrimiento de Lorito ubicado en el municipio de Guamal, Meta marca la culminación de un exitoso proceso de exploración y refleja el valor estratégico de adquirir el 45% de interés en el bloque CPO-09 de Repsol. Representa el descubrimiento más significativo en términos de potencial de recursos en la última década con aproximadamente 250 millones de barriles de petróleo en recursos recuperables, incluyendo 109 millones de barriles clasificados como recursos contingentes certificados.
Este hito comercial permite el desarrollo de 13,584 acres de área, un tamaño comparable al campo Chichimene e incorpora a producción 2 pozos, Tejón-1 y Guamal Profundo-1 ubicados cerca del campo Akacias con un potencial de producción combinado de 1,450 barriles por día. Como se muestra en el mapa, su proximidad a la infraestructura de producción y transporte existente, así como la potencial continuidad del yacimiento en campos cercanos como Akacias y Chichimene, facilita la producción comercial, la desviación técnica y permite capturar sinergias operativas. El plan de desarrollo se presentará a la ANH en el cuarto trimestre del año. Este plan incluirá las actividades propuestas, los requisitos de licenciamiento y la inversión necesaria para la futura progresión de reservas.
Pasemos a la siguiente diapositiva. Durante la primera mitad de 2025, alcanzamos una producción total de 751,000 barriles equivalentes de petróleo por día, el nivel más alto registrado desde 2015, impulsado por los siguientes factores: la contribución de la producción nacional de crudo que alcanzó 57,000 barriles de petróleo por día, el nivel más alto desde 2021, impulsado principalmente por lo que agregó 10,000 barriles por día comparado con el mismo período del año pasado y la adquisición del 45% de interés en el bloque CPO-09, que contribuyó con 11,000 barriles por día adicionales.
Segundo, la campaña de perforación en la Cuenca Pérmica alcanzó una producción de 106,000 barriles equivalentes de petróleo por día para el semestre, un aumento de 14,000 barriles de cobre comparado con el mismo período del año pasado. Este resultado refleja la optimización de los diseños de terminación y la eficiencia en la puesta en línea de nuevos pozos y un cronograma acelerado, habilitado por eficiencias operativas en perforación y terminaciones. Como se muestra en el gráfico superior derecho, en junio pudimos recuperar la producción de crudo natural que había sido afectada por eventos externos y relacionados con las operaciones principalmente concentradas en abril. Esta recuperación fue posible gracias a nuestra experiencia en gestión efectiva de incidentes y minimización de disrupciones operativas.
Durante el semestre, se invirtieron $1.4 mil millones destacando la expansión de la capacidad de tratamiento de agua en Rubiales y Caño Sur, y la puesta en servicio gradual de la capacidad de tratamiento de crudo en la Estación Orotoy, que para julio había aumentado a 35,000 barriles. Estas instalaciones permiten la continuidad operativa de los campos y apoyaron el crecimiento de la producción. Además, ejecutamos 180 reparaciones, un aumento del 59% sobre el mismo período del año pasado y 220 pozos de desarrollo alcanzando niveles cercanos a los de 2024. Como parte de la estrategia de eficiencia y priorización de inversiones basada en el precio del Brent, la inversión total proyectada es de $3.6 mil millones para producción y $400 millones para exploración para un total de $4 mil millones en el segmento upstream.
Esta optimización no impacta la incorporación de reservas ni los niveles de producción, mantenemos nuestra meta establecida de 740,000 a 750,000 barriles equivalentes de petróleo por día para 2025. Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor. El segmento midstream entregó resultados financieros sólidos con un aumento del 9% en EBITDA en la primera mitad del año comparado con el mismo período en 2024. Esto demuestra la resiliencia de la operación en un entorno desafiante. En términos volumétricos, los volúmenes transportados disminuyeron un 6% comparado con el segundo trimestre de 2024 y un 4% comparado con la primera mitad del año anterior. Como se muestra en el gráfico superior izquierdo.
Esto se debió principalmente a un aumento en eventos externos como bloqueos, ataques a la infraestructura de transporte, robo de hidrocarburos y menor producción de crudo de terceros en el país. Además, el mantenimiento programado en la refinería de Barrancabermeja impactó los volúmenes tanto de crudo como de productos refinados. En respuesta al impacto de terceros en la infraestructura de transporte, hemos implementado estrategias como un control operativo más fuerte, aprovechando la tecnología para detección rápida, reparación y evacuación en puntos afectados.
Estos esfuerzos fueron coordinados con agencias gubernamentales e incluyeron la implementación de rutas alternativas de evacuación permitiendo el transporte de más de 7 millones de barriles desde los campos de los Llanos norte, cerca del [indescernible] del oleoducto y la segregación de este crudo de la refinería de Barrancabermeja para preservar su calidad y propiedades. Al mismo tiempo, el segmento hizo progresos decisivos que mejoran la resiliencia de los sistemas midstream con algunos hitos como sigue. En productos refinados, un punto destacado incluye la expansión de almacenamiento en el terminal de Pozos Colorados, alcanzando 1.5 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y la capacidad de recibir buques de productos refinados de hasta 550,000 barriles. En capacidad de oleoducto de crudo se aumentó en varios sistemas.
La capacidad de Vasconia [indescernible] se aumentó en un 7%, permitiendo mayor disponibilidad de crudo nacional para la refinería. La capacidad de evacuación de Araguaney, Cusiana se aumentó de 50,000 a 80,000 barriles por día, permitiendo una reducción más rápida de inventarios desde los campos [indescernible] y reduciendo el riesgo de diferimientos de producción. La operación esterilizada del oleoducto Caño Sur con flujos de evacuación superiores a 50,000 barriles por día, lo que ayudó a mitigar los diferimientos de producción y capturar ahorros de COP 77 mil millones. Este conjunto de logros demuestra cómo en un contexto actual, el segmento continúa ejecutando proyectos estratégicos que refuerzan la capacidad y eficiencia del sistema de transporte de hidrocarburos de Colombia. Pasemos a la siguiente diapositiva.
En el segundo trimestre de 2025, el segmento downstream mostró una recuperación en sus resultados financieros con un aumento del 53% en EBITDA comparado con el mismo período en 2024. Esto fue respaldado por una mejora en la disponibilidad operativa, que alcanzó 95.8%, frente al 91.2% del primer trimestre de 2025. Estos resultados reflejan una mejora continua en el rendimiento y la estabilidad operativa en las refinerías, impulsada por el progreso en el ciclo de mantenimiento mayor con 8 de 10 trabajos programados completados, incluyendo los de Cracking UOPII, Polietileno 1 y unidades Prime G.
Como resultado, el throughput consolidado alcanzó 413,000 barriles por día en el segundo trimestre del año, mostrando una recuperación del 4% comparado con el primer trimestre de 2025, como se muestra en el gráfico superior izquierdo. En base semestral, el throughput reflejó el impacto de la mayor actividad de mantenimiento en el primer trimestre, mostrando una disminución del 5% versus el mismo período del año anterior. En términos de