Los últimos resultados financieros de Ecopetrol revelaron que tuvo una producción diversificada entre el rubro internacional, gas y crudo nacional, de entre 740.000 a 750.000 barriles diarios. Si se miran las cifras desde 2021, la compañía no ha superado el umbral de 752.000 barriles diarios. A esto se suma que los costos de levantamiento han aumentado, lo cual causa afectación en su eficiencia en materia financiera.

Se ha hablado de la gestión de Ricardo Roa, presidente de la compañía, de los precios del Brent y su impacto en las utilidades y de la caída del dólar. Sin embargo, para los analistas del mercado financiero y expertos en el sector, lo que realmente ocurre es que el aumento de los costos para extraer crudo y gas se debe a un declive natural de los campos en Colombia, sumado a una insuficiente incorporación de nuevos proyectos.

Iván Arroyave, banquero de inversión y analista del sector, manifestó que, cuando un campo se encuentra en fase de declive, se requieren más intervenciones mecánicas, más esfuerzo por cada unidad producida y más energía por barril, lo cual termina elevando los costos.

Según lo detalló, la Agencia Internacional de Energía (EIA) documentó que 80 % de la producción global de petróleo proviene de campos en declive. Adicionalmente, 90 % de la inversión global en actividades iniciales de exploración y producción se destina a sostener la que ya existe, más no en ampliarla.

“Producir el mismo barril cuesta cada vez más en todo el mundo y Colombia no es la excepción. Ese deterioro se habría compensado si Ecopetrol hubiera logrado reponer reservas al ritmo del agotamiento, pero eso no ocurrió, y en consecuencia, la exploración efectiva se redujo, los hallazgos han sido pequeños frente al tamaño del portafolio, los yacimientos de mayor productividad no llegaron a tiempo y los recursos no convencionales quedaron bloqueados”, agregó Arroyave.

Las implicaciones para la compañía

Esta situación reduce las ganancias por cada barril, lo que a su vez impacta negativamente en la rentabilidad. Si bien Ecopetrol puede implementar eficiencias operativas para compensar el encarecimiento del costo de extraer crudo o gas, estas no alcanzan a compensar el alza estructural por el declive de los campos. En consecuencia, pierde recursos para la inversión porque se van en el mantenimiento de una producción a través de yacimientos en declive.

Arroyave también explicó que el declive de los campos, junto con el alza de los costos para extraer los energéticos mencionados, ocasiona que la compañía esté más expuesta a los precios internacionales.

“Antes Ecopetrol podía resistir precios internacionales bajos porque producir era relativamente barato. Actualmente necesita precios más altos simplemente para no deteriorar sus cifras. Eso vuelve a la empresa más vulnerable a cualquier ciclo bajista del petróleo. Si el precio internacional cae, la empresa sufre más que antes”, expresó.

¿En dónde está el declive de los campos de Ecopetrol?

Julio César Vera, experto en energía y presidente de XUA Energy, señaló que el declive en la producción de energéticos como el gas se dio en la costa atlántica y en el Piedemonte Llanero. Aunque adicionó que la filial de la compañía, Hocol, logró encontrar recursos y mantener la producción de crudo pesado; sin embargo, esto no ha significado aumentos potenciales en la producción.

“Es destacable el esfuerzo que han realizado por optimizar costos, que inclusive ha recibido un fuerte llamado del sector de servicios en Colombia, dado que ha impactado de forma importante los resultados de dicho sector y muchas empresas se han visto en dificultades financieras y operativas, por la búsqueda en todo momento por parte de Ecopetrol de reducir costos a todo nivel”, subrayó Vera.

A lo anterior se suma que toda esta situación también tiene un impacto en las expectativas de dividendos para inversionistas privados, pero particularmente para el mismo Estado colombiano, que es el mayor de ellos. Para Vera, esta situación seguirá en 2026, y proyectó un precio entre US$60 y US$65 por barril, con una tasa representativa de mercado cercana a $3.700 por dólar.

No solamente hay presión en los dividendos, sino en deuda

El hecho de que la compañía no tenga grandes resultados, no solamente en materia de ingresos, sino también en producción, obliga a más endeudamiento para cumplir con las metas de la organización hasta 2040 y los compromisos con el yacimiento Sirius, campo localizado en el Caribe que significaría cerca de 50 % de la producción de gas colombiana en 2030.

“Los proyectos en energías renovables, el mantenimiento de sus actividades de exploración y producción, entre otros, sumado a un momento en que el nivel de endeudamiento empieza a llegar a niveles críticos, pueden afectar otros indicadores de riesgo crediticio y bursátiles de la compañía”, expresó Vera.

Con un panorama de baja en la producción, ¿el Permian está tapando las cifras de Ecopetrol?

Este activo de la compañía, localizado en Texas (EE. UU.) representó 14 % de la producción del grupo durante el tercer trimestre de 2025. El Permian logró mayor reconocimiento en la opinión gracias a los mensajes del Gobierno, los cuales estuvieron focalizados en que Ecopetrol debe venderlo porque en él se extrae crudo y gas mediante fracking, técnica contraria a los mensajes del Gobierno Petro sobre los incentivos a energías renovables.

Los expertos mencionaron que, si bien esta cuenca brinda aportes significativos, sería erróneo afirmar que ha “salvado a Ecopetrol”, lo que no significa que su aporte sea menor.

Destacado: Ecopetrol y Parex anunciaron acuerdo para explotar petróleo y gas en el Piedemonte Llanero

“Si Ecopetrol llegara a salir del Permian, se daría un tiro en el pie, porque afectaría sus reservas en 210 millones de barriles, su producción en 105.000 barriles por día, y le tocaría comprarles a otras empresas esos barriles para cargar sus refinerías”, concluyó el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.

Sergio Cabrales, experto en energía y profesor de la Universidad de los Andes, adicionó a todas estas cifras que la apreciación del peso colombiano, con una tasa representativa del mercado (TRM) que se ubica en cerca de $3.823 por dólar, frente a una que rondaba entre $4.180 y $4.190 en los trimestres previos, sería un factor que contribuiría a las bajas para los últimos tres meses de 2025. A esto se suma la disminución del precio del crudo, que está en US$63 por barril frente a US$68,17 o US$74,89 en anteriores trimestres. Él se atrevió a pronosticar que las utilidades trimestrales podrían llegar a $1,4 billones.

—