Con los mejores resultados de la historia, el Grupo Ecopetrol obtuvo en 2021 ingresos consolidados de $91,7 billones, con un incremento de 83,4% frente al 2020, una utilidad neta de $16,7 billones y un Ebitda de $42,0 billones.

El presidente de la compañía, Felipe Bayón, sostuvo que “para lograr este resultado fue fundamental el comportamiento del cuarto trimestre, que fue excepcional, con un ingreso consolidado de $31,8 billones y una utilidad neta de $6,1 billones, presentando mejores resultados que incluso en años con precios promedio de crudo superiores al observado en el 2021”.

En el frente comercial, Bayón señaló que “destacamos la mejora en el precio de realización de nuestra canasta de crudos, la cual pasó de US$34 el barril (Bl) en 2020 a US$67 Bl en 2021, lo cual ratifica el éxito de la estrategia comercial de diversificación de destinos de exportación y de relacionamiento cercano con los clientes. Para resaltar, el mercado asiático es el principal destino de nuestras exportaciones de crudo al participar con el 57% de las mismas”.

En el informe de gestión, el presidente de Ecopetrol dijo que “los resultados trimestrales del negocio de transmisión y vías, a través de los cuales consolidamos a ISA, se incorporan en los resultados del Grupo en el cuarto trimestre con un aporte de $3,1 billones en ingresos y el 16% del Ebitda del trimestre”.

Asimismo, en el cuarto trimestre se destaca en el negocio de energía la adjudicación del proyecto de transmisión de 1.415 km de alto voltaje con corriente directa con capacidad de 3.000 MW en 600 kV en Chile que conectará el norte del país con el área metropolitana, y en Brasil el otorgamiento del primer proyecto de almacenamiento de energía a gran escala. En el negocio de vías, se destaca la terminación de la etapa de construcción y puesta en operación del 100% del proyecto 4G Cartagena-Barranquilla.

Las reservas

De otro lado, el informe presentado por Bayón indica que “en el pilar estratégico de ‘Crecer con la Transición Energética’ avanzamos en múltiples frentes. El balance de reservas fue de 2.002 millones de barriles de petróleo equivalente, reflejando un incremento del 13% frente a 2020. Durante el 2021, por cada barril producido incorporamos dos barriles de reservas, alcanzando un índice de reposición de reservas del 200%, el más alto de los últimos 12 años. El aumento de la vida media de las reservas a 8,7 años reflejó la destacada gestión de la Compañía, superando los niveles alcanzados en el pasado”.

Resalta el directivo que “el gas representó el 28% del balance total de reservas con una vida media de 10,4 años. En exploración, perforamos junto con nuestros socios 13 pozos durante el año, superando la meta establecida de nueve pozos para el 2021. La producción anual de los activos exploratorios estuvo compuesta por 65% de petróleo y 35% de gas. A nivel nacional, en la Ronda Colombia 2021, Ecopetrol S.A. obtuvo tres bloques en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, uno en la cuenca de Llanos Orientales y, a través de Hocol, uno en la cuenca del Sinú San Jacinto”.

Producción

Referente a la producción, Felipe Bayón manifestó que “en el 2021 alcanzamos una producción promedio de 679 mil barriles equivalentes por día (bped) evidenciando una tendencia de recuperación al cerrar el año con una producción en el trimestre de 695 mil bped. Dentro del total de producción del Grupo, la participación de crudo ascendió al 79%, favorecida por la exitosa campaña en Permian, donde logramos un acumulado de 132 pozos perforados y un nivel de producción pico de la operación que logró superar los 50 mil bped, muy por encima de nuestras expectativas”.

De otro lado, la producción de gas natural y GLP representó un 21% de la producción total del Grupo, impulsada por la oferta adicional del año, alcanzando un margen Ebitda combinado de 53%.

Sostuvo el presidente de Ecopetrol que “en Yacimientos No Convencionales en Colombia radicamos ante la ANAL (Agencia Nacional de Licencias Ambientales) el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Piloto de Investigación Integral Kalé y avanzamos en la preparación del mismo estudio para el proyecto Platero, el cual se radicó en el mes de febrero del presente año”.

En el segmento de transporte, apalancados en la reactivación económica, los volúmenes transportados totales durante el año llegaron a 1,007 kbd, con un aumento de 20% en poliductos.

En el segmento de refinación, la tendencia positiva que se observó a lo largo del 2021 permitió cerrar el año con una carga consolidada de 354 mil bd y un margen bruto integrado anual de US$10,2 Bl, y un récord en el cuarto trimestre de US$12,5 Bl. Los excelentes resultados del año, que permitieron lograr un Ebitda récord histórico para este segmento, se apalancaron en la estabilidad operativa de las refinerías, la recuperación de la demanda de combustibles líquidos y de los márgenes, resultados históricos en Esenttia y la estabilidad de los costos operativos en todos los negocios.

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Competitividad

Manifestó el directivo que “en el Grupo Ecopetrol buscamos la competitividad y sostenibilidad del negocio en el largo plazo y durante el 2021 avanzamos de manera decidida al consolidarnos como uno de los grupos de energía e infraestructura líder en Latinoamérica, con ocasión de la adquisición de ISA”.

Destacó, asimismo, “la resiliencia del Grupo Ecopetrol, su capacidad de adaptación a choques externos, el esfuerzo y tenacidad de los más de 18 mil empleados y el trabajo articulado con diversos actores de la cadena, nos permitieron garantizar el suministro de combustibles a nivel nacional, satisfaciendo un nivel de demanda que superó en más del 25% los niveles prepandemia, y asegurar el suministro de gas, superando la crisis de abastecimiento, las afectaciones a la infraestructura por la ola invernal, y la situación de orden público que afectó al país durante el segundo trimestre del año”.

Resaltó el dirigente petrolero que “en febrero de este año hicimos el lanzamiento de nuestra estrategia 2040 denominada ‘Energía que Transforma’. Los objetivos de largo plazo, mapeados en la estrategia, incluyen consolidarnos como una organización flexible, ágil y dinámica que pueda adaptarse rápidamente a los cambios constantes y a los desafíos de un mundo que propende por acelerar la generación y utilización de energías limpias; y transitar un camino de crecimiento rentable y liderazgo sostenible en el continente americano”.

Disminuye producción de crudo en enero

Colombia registró caídas tanto en la producción de petróleo como la de gas en enero de este año frente al mismo mes del año pasado, de acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía.

La producción promedio de crudo en el primer mes del año fue de 739.848 barriles promedio día, con una contracción de 0,75%, mientras que la de gas bajó 6,22%.

El ministerio de Minas dijo que la menor producción de crudo se explicó por los bloqueos viales en el campo Yariguí- Cantagallo, en Bolívar, que llevó a suspender las operaciones de 64 pozos que representan el 54% de la producción total del campo.

Si la producción de petróleo de enero se compara con diciembre del 2021, cuando fue de 745.373 bpd, se observa una caída de 0,73%, según información de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Los campos con mayor reducción en la producción de petróleo fueron Yariguí-Cantagallo (Cantagallo-Bolívar), Andina (Tame-Arauca), Tigana (Tauramena-Casanare), Rubiales (Puerto Gaitán-Meta) y Quifa (Puerto Gaitán-Meta).

La producción mensual de gas comercializado de Colombia fue de 1.022,86 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representó una disminución del 6,22 % frente al mismo mes del 2021 cuando fue de 1.090,66 mpcd.

Si se compara con diciembre del 2021 (1.128,74 mpcd), la caída en la producción de gas es 9,38%.

La disminución en la producción de gas comercializado se dio en los campos Cupiagua (Aguazul-Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul-Casanare), Nelson (Pueblo Nuevo-Córdoba), Chuchupa (Manaure-Guajira) y Cupiagua Liria (Aguazul-Casanare). Esto por el comportamiento de la demanda de gas durante el mes y al mantenimiento preventivo en la planta Cupiagua, que representa el 15% de la producción nacional.

El Minminas informó que en enero de 2022 se perforaron 68 pozos, de los cuales 62 eran de desarrollo y seis eran exploratorios.