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Ecopetrol: mejoró la producción pero cayó la utilidad

Según la petrolera, mientras que las ventas bajaron 19,4%, a $31,3 billones, la producción subió 3%, a 741.000 barriles diarios.

Ecopetrol presentó sus resultados del primer trimestre de 2024, que muestran una caída considerable en las ventas de la compañía, de 19,4%, así como una contracción de 29,1% en las utilidades frente al mismo lapso del 2023, rubro que sumó $4 billones.

Los registros de la empresa están afectados principalmente por factores como el precio del crudo así como la caída de la Tasa Representativa del Mercado (TRM), que según Ricardo Roa, presidente de la compañía, fueron factores responsables de 75% de la caída que se evidenció durante el primer trimestre.

Las ventas totales de este lapso alcanzaron $31,3 billones, una contracción de 19,4% frente a los $38,8 billones que se reportaron para el mismo periodo de 2023. De acuerdo con la compañía, $4,9 billones de la baja están explicados por la tasa de cambio del dólar.

El segundo factor de mayor impacto en este renglón fueron las menores ventas, reduciendo en $1,6 billones los ingresos frente al año anterior, y que se debió a una menor disponibilidad de crudo para ventas y una disminución en las ventas internacionales. Por su parte, la caída en el precio del petróleo (US$1,9 por barril) tuvo un efecto de US$700.000 menos.

Ahora bien, con respecto a los costos, la empresa estatal informó una disminución de $3,7 billones (16,3%) explicados en mayor medida por la contracción de los costos variables.

Por su parte, el Ebitda alcanzó los $14,2 billones, reduciéndose en 20,2% frente al año anterior, a la vez que el margen cayó 0,4 puntos porcentuales, llegando a 45,5%.

Con respecto a este indicador, la petrolera presentó una serie de acciones que buscan mejorarlo. Dentro de estas se encuentran unas mayores eficiencias energéticas en sus operaciones, sinergias en el transporte del crudo, así como estrategias de mejoras de márgenes e ingresos.

Los resultados muestran también una contracción en la tasa efectiva de tributación, principalmente por la declaración de inconstitucionalidad de la no deducibilidad de regalías que se había presentado en la reforma tributaria de 2022.

De esta forma, la tasa de tributación pasó de 44,5% en el primer trimestre de 2023 a 36,5% en el mismo lapso de 2024.

Además del efecto de la no deducibilidad de regalías sobre el impuesto de renta, el menor precio del crudo llevó a que la sobretasa de renta fuera de 10% frente al 15% que estuvo vigente durante 2023.

Roa señaló que los resultados de la compañía en términos operativos están en unos de sus mejores niveles. Dentro de estos puntos que señaló la petrolera está la producción, que durante el trimestre alcanzó los 741 mil barriles diarios (Kbd).

Por este motivo, Roa informó una actualización de su expectativa de producción para el año, que pasó de ser de entre 720 y 725 Kbd a entre 730 y 735 Kbd.

“Los factores exógenos no los controlamos, pero lo que controlamos lo estamos haciendo cada vez mejor”, apuntó Roa durante la presentación.

La mayor producción de crudo llevó a unos mayores volúmenes de transporte y de refinación. Para los tres primeros meses del año, el transporte de crudo alcanzó los 1.118 Kbd, mientras que la carga de las refinerías llegó a 428 Kbd.

El presidente de la petrolera dijo que uno de los resultados a destacar es que tuvieron una estrategia que permitiera garantizar el abastecimiento de diésel al sector térmico para la generación de energía durante el fenómeno de El Niño.

De igual manera, la compañía presentó el plan para reactivar la exploración en el Piedemonte llanero gracias a un acuerdo que se firmó con Parex.

Este proyecto incluye la exploración de cuatro bloques: Llanos 4-1, Llanos 16-1, Llanos 121 y Sirirí.

Con respecto a las inversiones, Roa señaló que la empresa mantiene el presupuesto indicativo de inversión para los próximos tres años, por lo que no se incrementará para cumplir con este plan.

Esto se explica porque Parex será quien ponga los recursos necesarios para realizar esta primera fase del acuerdo, en la que será operadora de los bloques.

Así mismo, en esta zona, la empresa estatal avanza en el análisis de tres contratos de evaluación técnica para que se puedan convertir en contratos de exploración y producción y que están en el Valle Medio del Magdalena.

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