Resultados del ejercicio 2021
Entorno de mercado
internacional de crudos
y productos en 2021
El Brent tuvo una tendencia al alza a lo largo de buena parte de 2021. La demanda registró una recuperación importante, avanzando 4.9 millones de barriles días (mmbd) respecto a los niveles de 2020.
El consumo de crudo se benefició del avance en vacunación contra el coronavirus, donde el porcentaje de la población recibiendo al menos una dosis pasó de menos del 1% a 58%. La demanda también se favoreció de la amplia liquidez a nivel global (la mayoría de los bancos centrales mantuvieron en mínimos sus tasas de interés) y del fuerte estímulo fiscal implementado en algunas economías (en EE.UU. el estímulo fiscal en 2021 se ubicó en 10% del PIB y en la Zona Euro en 6% del PIB).
A pesar de la rápida recuperación de la demanda y de los precios favorables del crudo (desde febrero el Brent se mantuvo por encima de los 60 USD/bl), la oferta solamente creció 1.6 mmbd entre 2020 y 2021. La Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) y sus aliados mantuvieron controlada su producción, favoreciendo una reducción continua de los abultados inventarios que se acumularon en 2020. Prueba de ello es que la OPEP solo retornó al mercado en 2021, 0.7 mmbd de los 4.2 mmbd que retiró del mercado en 2020. Por fuera de la OPEP, el crecimiento de la producción fue muy bajo (estricta disciplina de capital). La oferta de EE.UU., el mayor productor del mundo, se mantuvo prácticamente estable alrededor de 11.2 mmbd en 2021, debido a que la mayoría de empresas priorizó el pago de deuda y dividendos por encima del CAPEX.
Este bajo crecimiento de la oferta permitió que el mercado de crudo redujera los inventarios a nivel global a un ritmo de 2.4 mmbd (el mercado de crudo fue deficitario a lo largo de 2021). Esta reducción fue muy rápida, permitiendo no sólo drenar los inventarios que se acumularon en 2020 (crecieron a un ritmo de 1.8 mmbd), sino también llevar los inventarios de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) a niveles que no se veían desde 2014. En este contexto, el Brent mostró una rápida recuperación, alcanzando un nivel promedio de 71 USD/bl en 2021, superando con creces el promedio de 43 USD/bl de 2020.
Gráfico 01.
Brent (USD/bl)[/graph ]
Las refinerías también vieron una recuperación de sus márgenes. La normalización de la movilidad terrestre y el favorable flujo de transporte de mercancías que siguió beneficiado del gasto en bienes, impulsaron al alza los diferenciales (cracks) de la gasolina y del diésel (el del jet siguió algo débil debido a que su demanda se ha recuperado muy lento). El diferencial de la gasolina vs Brent en la Costa del Golfo se ubicó en 15.6 usd/bl en 2021, superando el 4.1 usd/bl de 2020, mientras que el crack del diésel se ubicó en 13.7 usd/bl en 2021, por encima del 7.0 usd/bl que promedió en 2020. Vale la pena resaltar que estos cracks referenciados al mercado americano también estuvieron soportados por el mayor costo de las mezclas de combustible renovable dado que el regulador se demoró en establecer los porcentajes de mezcla de 2020 y 2021, incrementando la incertidumbre en el mercado (el precio del RVO – renewable volume obligation- pasó de 2.5 a 6.8 usd/bl entre estos dos (2) años). Finalmente, las refinerías también se beneficiaron de una dieta menos costosa, dada la mayor oferta de crudos pesados e intermedios (OPEP aumentando su oferta y la producción de Canadá alcanzando un nivel récord a finales de 2021).
Entorno de mercado
de gas y LNG 2021
El gas presentó un incremento significativo comparando los precios promedio de diciembre 2020 frente a diciembre de 2021.
Los indicadores JKM de LNG Spot, que rigen los precios de Asia y TTF de Europa, tuvieron un crecimiento de más de
590%.
En Asia, el incremento en la demanda se debió a la recuperación acelerada de los usuarios finales de gas natural y una oferta de LNG limitada por mantenimientos de plantas. Por otra parte, Europa evidenció un fuerte invierno y bajos inventarios de reservas de gas natural, lo que llevó a niveles de precio cercanos a los
USD38/Mbtu,
con relación al Henry Hub, referente para América, que presentó un crecimiento del 70%, llegando a un precio de
USD 3.86/Mbtu.
Al observar el comportamiento de la oferta de gas, muchos retos se hicieron evidentes. El primero, las secuelas de un 2020 impactado por la pandemia y los bajos precios llevaron a que se retrasaran varios proyectos de plantas de licuefacción y no entraran en operación. Un febrero con bajas temperaturas en el sur de EE.UU. generó una disminución significativa en el suministro por el congelamiento en los gasoductos y válvulas. Adicionalmente, mantenimientos e interrupciones inesperadas en Australia, Noruega, Malasia y Argelia contribuyeron a mantener una oferta limitada de LNG.
Desde la demanda de gas natural, en el mes de abril, Europa comenzó fuertes requerimientos para reabastecer sus bajos niveles de inventarios de gas natural después de una temporada de invierno con heladas más frías y prolongadas en 2020-2021, que se tradujeron en mayores demandas de energía eléctrica para calefacción, déficit que se hubiera podido cubrir con importaciones desde Rusia. Sin embargo, este país presentó dificultades para suministrar gas natural por obras de mejora en la infraestructura y priorización en la atención de la demanda interna, contribuyendo a que los precios del gas natural presentaran un fortalecimiento en 2021. Adicionalmente, China fue el país que más creció en sus requerimientos, apalancado por la industria manufacturera.
La tendencia de precios altos de LNG también tuvo impactos sobre los sectores de consumo,, lo que conllevó buscar otras alternativas de combustible.
Entorno economía
colombiana 2021
Según el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), la economía colombiana creció
10.6% en 2021,
una de las tasas más altas de la región (en 2020 la economía se contrajo en 7.0%).
Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por el consumo privado, con un crecimiento de
14.6%
(en 2021 se recuperaron más de 1.3 millones de empleos). El consumo público también contribuyó favorablemente al PIB, creciendo a una tasa de
12.1%.
Por su parte, el sector externo contribuyó negativamente al crecimiento del PIB, con unas importaciones que crecieron mucho más rápido que las exportaciones (27.5% vs 14.42% en 2021), ampliando el déficit de cuenta corriente y presionando al alza el tipo de cambio. El sector externo se vio afectado por una producción de petróleo y gas que se redujo en 5.7% en 2021.
Esta fuerte recuperación del consumo ha deteriorado las cuentas externas de la economía (el déficit en cuenta corriente de 2021 se ubicó en 5.7% del PIB) y ha presionado al alza la inflación (en 2021, la inflación terminó en 5.6%, la tasa más alta desde 2016). Esto unido al alto déficit fiscal de 2020 y 2021, aumentaron las necesidades de financiamiento de la economía colombiana, lo que ha determinado un mayor endeudamiento y una mayor vulnerabilidad (Colombia perdió el grado de inversión en 2021). El Banco de la República en respuesta a esta coyuntura empezó a subir sus tasas de interés a finales de 2021, de tal manera que se modere el consumo (principal fuente del aumento del déficit externo) y la inflación.
Aporte del sector petrolero al Producto Interno Bruto (PIB) de Colombia
El comportamiento del PIB en el sector minero en 2021 presentó un leve incremento del
0.4%
El comportamiento del PIB en el sector minero en 2021 presentó un leve incremento del
-5.6%
y un crecimiento de las actividades de extracción de carbón de piedra y lignito (+12.1%), extracción de minerales metalíferos (+10%) y explotación de otras minas y canteras (+5.5%).
La contracción de extracción de petróleo y gas se debe principalmente a la baja producción de crudo la cual en 2021 se ubicó en 736 kbd frente a 781 kbd del año anterior. Por su parte, la producción comercializada de gas en 2021 presentó un aumento superior al
4%
frente al año anterior.
Crecimiento y aporte de Ecopetrol al PIB nacional
El aporte de Ecopetrol al PIB nacional fue de
2.5%.
La menor participación frente al año anterior se debe principalmente a la afectación en la producción a causa del paro nacional y en demoras en la expedición de permisos y licencias ambientales, con lo cual la producción de crudo y gas llegó en promedio año a 679 kbed frente a 697 kbed de 2020. (Ver Tabla 04).
Aporte del sector petrolero al PIB
(miles de millones de pesos constantes de 2015)
Estrategia financiera
y resultados
(201-1) (201-4)
Ecopetrol S.A. obtuvo resultados récord en 2021, con un ingreso consolidado de COP 91.7 billones, una utilidad neta de COP 16.7 billones y un ebitda de COP 42 billones (margen ebitda de 45.7%)
El Grupo Ecopetrol obtuvo en 2021 un resultado financiero sobresaliente reflejado en una utilidad neta de COP 16.7 billones, 10 veces superior a la del 2020, y un ebitda de COP 42 billones, ambos indicadores récord en su historia. Este desempeño fue apalancado por:
(i)
Entorno de precios favorable y destacada gestión comercial que permitió materializar mejores diferenciales de crudo, productos y petroquímicos.
(ii)
Mayores volúmenes de venta de productos y gas, asociado a la mayor demanda del país por reactivación económica.
(iii)
Un sólido desempeño operativo en todos sus segmentos de negocio a pesar de la situación de orden público y social del país.
(iv)
El aporte a la producción de Permian.
(v)
La adquisición de ISA.
Los ingresos acumulados al cierre de 2021 presentaron un aumento con respecto de 2020, como resultado de mayor precio promedio ponderado de venta de crudos, gas y productos, mayor volumen de ventas, mayores ingresos de servicios de transporte e incremento en los ingresos producto de la consolidación de ISA, tras su adquisición.
Los gastos operacionales aumentaron por:
Mayores provisiones asociadas principalmente a aspectos ambientales y al proceso de contribución de obra pública.
Mayor actividad exploratoria asociada principalmente a sísmica en Brasil, actualización de costos de abandono de pozos secos y reconocimiento de la actividad exploratoria de los pozos no exitosos.
Mayores proyectos de inversión social, en especial la realizada para la Misión Internacional de Sabios para el avance de la ciencia, la tecnología y la innovación, que fue convocada por el Gobierno Nacional y comunidades, entre otras.
Los gastos financieros aumentaron principalmente por:
el incremento
en el costo
financiero
dada la nueva deuda adquirida para financiar la compra de ISA,
menor ingreso
financiero por
valoración
y rendimientos del portafolio de títulos y
mayor gasto
financiero
por la incorporación del resultado financiero neto de ISA, que incluye intereses, diferencia en cambio, rendimientos financieros y otros.
Análisis de inversiones
En 2021, el Grupo Ecopetrol ejecutó inversiones de capital por un total de
USD 8,024
millones.
Dentro de estas, el Grupo realizó
inversiones orgánicas por
USD 4,351
millones
e inorgánicas (compra de ISA) por un equivalente a
COP 14,2
billones
(USD 3,673 millones).
Este es el mayor nivel de inversión del Grupo en los últimos seis años.
Del total de inversiones orgánicas del negocio de petróleo y gas, el
78%
se ejecutó en Colombia, y el restante
22%
en Estados Unidos, Brasil y México.
Eficiencias en la fase de maduración y en la fase de ejecución de proyectos, principalmente los de desarrollo y producción.
Restricciones relacionadas con la situación de orden público y el impacto del covid-19 sobre las cadenas de suministro a nivel mundial que afectaron el normal desarrollo del proceso de abastecimiento de proyectos.
Mayores plazos en trámites administrativos, que principalmente impactaron actividades en piedemonte.
Bloqueos en los campos de Rubiales, Caño Sur, La Cira y Llanito.
Las inversiones enfocadas en el crecimiento de la cadena de gas representaron el 7% de las inversiones ejecutadas en el año y se vieron principalmente impactadas por el desplazamiento de actividad en Piedemonte derivado de trámites administrativos.
USD 1,108
millones,
principalmente concentradas en el negocio transmisión de energía con un
2%
(USD 27 millones) respectivamente. Brasil y Colombia concentraron el
86%
(USD 955 millones), mientras que vías y telecomunicaciones representaron el
49% y 18%
del total de inversiones respectivamente, y el restante
12%
(USD 126 millones)
35%
correspondió a inversiones en Chile y Perú principalmente.
Inversiones por Negocio – Grupo Ecopetrol e ISA
| Millones (USD) | Ecopetrol S.A | Filiales y Subsidiarias | Total 12M 2021 | % Participación |
|---|---|---|---|---|
| Producción | 1,474 | 735 | 2,209 | 68.1 % |
| Refinación, Petroquímica y Biocombustible | 228 | 198 | 426 | 13.1 % |
| Exploración | 86 | 122 | 208 | 6.4 % |
| Transporte* | 0 | 306 | 306 | 9.4 % % |
| Corporativo** | 94 | 0 | 94 | 2.9 |
| Total sin ISA | 1,882 | 1,361 | 3,243 | 100.0 % |
| Transmisión de Energía | 0 | 955 | 955 | 86.2 % |
| Vías | 0 | 126 | 126 | 11.4 % |
| Telecomunicaciones | 0 | 27 | 27 | 2.4 % |
| Total ISA | 0 | 1,108 | 1,108 | 100.0 % |
| Total | 1,882 | 2,469 | 4,351 | – |
* Incluye el monto total de inversiones de cada una de las compañias de Grupo Ecopetrol (Participación Ecopetrol S.A e interés no controlante)
** Incluye inversión en proyectos de transición energética
Actualización del plan de
negocios 2022-2024
El Grupo Ecopetrol actualizó su plan de negocios para el periodo 2022-2024, el cual se encuentra orientado al crecimiento rentable de la producción en el marco de la estrategia de transición energética y la continuidad del Plan Estratégico 2030 de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).
El plan contempla inversiones orgánicas para 2022 por un monto entre
USD 4,800 y
USD 5,800 millones.
El 70%
de las inversiones
30%
restante a proyectos en:
63%
de las inversiones, con enfoque en proyectos con mayor contribución en producción y reservas, y en tecnologías de recobro mejorado. Estos proyectos incorporan en su evaluación económica el costo de las emisiones de gases de efecto invernadero, calculado mediante la metodología de precio sombra de CO2.
El 20% de las inversiones del plan se destinará a la ejecución de proyectos de ISA tanto en Colombia como a nivel internacional en los negocios de transmisión de energía, vías y telecomunicaciones.
En materia de Yacimientos No Convencionales, se prevén inversiones superiores a
USD 700
millones
USD 20 millones
en los Proyectos Piloto de Investigación Integral Kalé y Platero ubicados en el Valle del Magdalena Medio.
En línea con los objetivos de transición energética y SosTECnibilidad del Grupo, se invertirán cerca de
USD 50 millones
en la agenda de descarbonización en 2022, donde se destacan nuevos proyectos competitivos de energía renovable y aprovechamiento de gas que hacen parte de la hoja de ruta para avanzar hacia el cumplimiento de la meta de reducir el 25% de las emisiones de CO2 equivalente generadas en las operaciones a 2030, y de ser una compañía de cero emisiones netas a 2050 para los Alcances 1 y 2.
Adicionalmente, el plan incluye inversiones por más de
USD 200
millones
en proyectos para la gestión del agua, cerca de
USD 30
millones
en proyectos para seguir mejorando la calidad de los combustibles, e inversiones por
USD 6 millones
en desarrollo de proyectos piloto y estudios de hidrogeno verde y azul para aplicaciones en las refinerías y movilidad, entre otras.
Entre las metas operativas y financieras más relevantes del plan 2022-2024 se encuentran:
Niveles de producción entre 700 y 705 mil barriles de hidrocarburos por día en 2022 (81% petróleo y 19% gas), con un potencial crecimiento que permitirá llegar a niveles de producción cercanos a 733 mil barriles de hidrocarburos día en 2024.
Carga conjunta de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena entre 340 y 360 mil barriles por día, llegando a los 427 mil barriles día en 2024, en un escenario esperado de recuperación de la demanda y de márgenes de refinación.
Meta de incorporación de energías renovables entre 400 – 450 MWp al 2024.
El plan contempla recursos para el programa de inversión social cercanos a los COP 1.5 billones entre 2022 y 2024, destinados a cerrar brechas sociales e impulsar la reactivación económica, el desarrollo y bienestar de las comunidades, con proyectos estratégicos en infraestructura, servicios públicos, educación, deporte y salud, desarrollo rural y emprendimiento y desarrollo empresarial. Adicionalmente, continuará el apoyo con recursos para atender necesidades derivadas del COVID-19 en las áreas de operación y comunidades de las zonas de influencia de Ecopetrol.
El plan de inversiones orgánico se financiará con recursos propios y no requerirá de apalancamiento marginal bajo un escenario de Brent de USD 63 por barril promedio para el año.
El Grupo espera mantener una relación Deuda Bruta/ebitda inferior a 2.5 veces para 2022 y menor a 2.2 veces en 2024.
