El Grupo Empresarial Ecopetrol obtuvo en 2019 un resultado financiero sobresaliente reflejado en una utilidad neta de $13.3 billones, la mejor de los últimos 6 años y alcanzó un Ebitda récord en la historia de $31.1 billones.

Este desempeño fue apalancado por mayores niveles de producción de hidrocarburos (725 kbped en 2019 vs 720 kbped en 2018), en línea con las metas propuestas; un nivel de cargas de refinación récord de 374 kbd, similar al 2018, a pesar de mantenimientos mayores programados en sus unidades; un sólido desempeño del segmento de transporte, el cual garantizó la continuidad operativa a pesar de afectaciones por terceros a su infraestructura.

Así mismo por una destacada gestión comercial que permitió materializar mejores diferenciales de crudo vs Brent (US$5.6/barril en 2019 vs US$8.5/barril en 2018); ahorro en gastos financieros por pagos anticipados de deuda; una menor tasa efectiva de tributación; y entorno de devaluación favorable. Lo anterior, pese a menores precios internaciones de crudos y productos.

En adición a este desempeño, la utilidad neta también se apoyó en ingresos extraordinarios relacionados con la nueva situación de control en Invercolsa y a la activación del impuesto diferido asociado a la adquisición realizada en el Permian, que compensaron impactos de impairment de activos de largo plazo en todos los segmentos.

Este gran desempeño permitió, la distribución de dividendos más alta en la historia de la compañía (314 pesos por acción), así como inversiones enfocadas en crecimiento rentable orgánicas (80%) e inorgánicas (20%) por USD 4.4 billones, sin comprometer nuestra calidad crediticia, la cual mantiene un indicador de Deuda Bruta/EBITDA de 1.2 veces

Como parte de la estrategia de la compañía se avanza en el plan de eficiencias operativas y financieras. Durante el año 2019 se alcanzaron eficiencias acumuladas por 3.3 billones de pesos en el Grupo Empresarial, lo que representa un incremento del 22% respecto al año 2018, excediendo la meta prevista en el plan 2019-2021.

Continuando en esta senda de eficiencias, se asignaron 126 millones de dólares en el plan de inversiones 2020, para proyectos de Transformación digital, que permitirán mejorar la productividad y eficiencia por medio del uso de inteligencia artificial, blockchain y bots, entre otras tecnologías.

En términos operativos, en 2019 se incorporaron 408 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) en reservas probadas, continuando con la tendencia positiva de los años 2017 y 2018. Al cierre del año las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol alcanzaron 1,893 millones de barriles de petróleo equivalente. El índice de reemplazo de reservas del 169% fue el más alto de los últimos nueve años, pese a un precio del petróleo inferior en 15% frente a 2018. Por su parte, la vida media de reservas totales aumentó de 7.2 a 7.8 años.

Orgánicamente se logró una reposición de reservas de más del 100%, destacando el excelente desempeño de recobro primario, secundario y terciario. El JV con Oxy le permitió a Ecopetrol la incorporación de reservas probadas (1P) por 164 Mbpe.

En la campaña exploratoria, el Grupo y sus socios completaron la perforación de 20 pozos, superando así la meta de 12 pozos para el año. Tuvimos una tasa de éxito geológico del 40% al obtener 8 pozos exitosos.

Se destacan los resultados de la estrategia de exploración Near-Field Exploration, que permite agregar reservas en tiempos cortos al estar ubicados cerca de facilidades de producción. Esta estrategia permitió sumar en pruebas extensas más de un millón de barriles de crudo acumulados, los cuales se agregaron a la producción del Grupo.

Un hito importante para el desarrollo del offshore colombiano es el acuerdo suscrito entre Ecopetrol S.A. y Shell, el cual fue anunciado en febrero de 2020 y mediante el cual Shell adquirirá el 50% de participación de los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5, localizados en aguas profundas del caribe colombiano.

En el frente de producción, se cumplió la meta anual al alcanzar 725 mil barriles de petróleo equivalente por día, pese a eventos operacionales y dificultades de orden público ocurridos durante el año. El incremento de la producción se apalancó en los buenos resultados de las campañas de perforación y mayor comercialización de gas. En octubre, se destacó la entrada en operación de la Planta de GLP1 del campo Cupiagua que producirá entre 7.000 y 8.000 barriles por día, permitiendo así ampliar la oferta nacional de este energético y, por ende, el acceso al servicio de energía a miles de familias colombianas.

En el segmento de transporte, se incrementó el volumen transportado en un 4% frente al 2018, presentando estabilidad operativa y resultados financieros positivos con un EBITDA de 10 billones de pesos, es decir, un incremento de 15% frente al año anterior. Adicionalmente, se finalizó el proceso de fijación de las nuevas tarifas de transporte de crudo, las cuales permiten un aumento moderado en el nivel de ingresos del segmento.

Durante el 2019, la red de oleoductos continuó presentando afectaciones originadas por terceros, sin embargo, la operación contingente del oleoducto Bicentenario permitió atenuar estos impactos.