Esta semana finalizó el período en el cual las compañías publicaron sus resultados trimestrales de 2025, y con ello, los del cierre de ese año. Para los analistas del sector energético, los resultados muestran que en la industria no hubo una bonanza generalizada. A unos les fue mejor que a otros, pero, en definitiva, las compañías con activos regulados, particularmente en transporte y redes, tuvieron un mejor desempeño, frente a aquellas cuyos ingresos y utilidades dependen del clima, los precios internacionales de los commodities energéticos y el entorno regulatorio. Aunque a esto también hay que añadirle activos diversificados y disciplina financiera.
El Grupo Energía Bogotá (GEB); ISA (filial de Ecopetrol); Enel y Promigas fueron las compañías que cumplieron en 2025 con los estándares más altos. ISA registró en 2024 una utilidad de $15,8 billones y en 2025 apenas llegó a $16 billones, lo que representa un alza cercana a 1 % en sus ingresos. Pese a que la compañía afirmó que se vio afectada por sus operaciones en Brasil y por las deudas de la empresa de servicios públicos Air-e, Iván Arroyave, banquero de inversión y experto del sector, señaló que su estructura sigue funcionando y que, en términos generales, el negocio de transporte de energía es más estable frente a otros.
“En transmisión, distribución e infraestructura, la foto fue sólida. GEB cerró 2025 con ingresos por $8 billones. En este mantuvo un Ebitda robusto y un plan de inversión alto, con mejora frente a 2024. ISA, por su parte, sostuvo un Ebitda cercano a $9 billones, aunque con presión frente al año anterior por efectos en Brasil, Perú y provisiones en Colombia. En estos negocios, incluso en un entorno exigente, la estructura sigue funcionando”, expresó.
Pero la energía es un campo que abarca múltiples segmentos, y uno de ellos es el gas. Promigas registró una baja en sus ingresos de 2 %. En 2024, la compañía reportó $7,36 billones y para 2025 la cifra cayó a $7,34 billones. Sin embargo, pese a la disminución, para Arroyave esto demuestra una señal de resistencia más que un período de vacas gordas.
Otra de las lecciones de 2025 la dejó Celsia, que registró disminuciones por el fenómeno de El Niño. Los datos de la compañía indicaron que los ingresos en 2024 fueron de $6,8 billones, mientras que en 2025 se redujeron en 20,7 %, ubicándose en $5,3 billones. Aun así, su Ebitda creció a $1,6 billones. Pese a lo anterior, se destacó que, si bien la compañía vendió más, esto no necesariamente implica mayores ganancias. Otra lección la deja Terpel, compañía predominante en combustibles en Colombia, que reportó ingresos por $38 billones y una utilidad de $628.000 millones, manteniéndose rentable y robusta.
En cuanto a Ecopetrol, la compañía más importante de la industria petrolera y gasífera de Colombia, sus utilidades cayeron 39,5 %, pasando de $14,9 billones en 2024 a $9 billones en 2025, siendo esta la tercera vez en que registra descensos a nivel anual. Las principales razones fueron la revaluación del peso, la caída del precio internacional del petróleo y mayores costos por barril, lo que debilitó los ingresos de la petrolera; sin embargo, analistas del sector señalaron que la gestión del presidente de la empresa, Ricardo Roa, en términos de la maximización de la eficiencia operacional de la compañía, es un aspecto para tener en cuenta.
Por su parte, el Grupo EPM tuvo una disminución en sus ingresos de 2 %, ubicándose en cerca de $40 billones. Lo anterior refleja que las empresas mejor posicionadas en transporte, distribución y operación de redes, junto con portafolios diversificados y disciplina financiera, lograron resultados más sólidos. En contraste, aquellas más expuestas a la volatilidad del crudo, a la hidrología y a choques del entorno enfrentaron mayores presiones en su caja, indicó Arroyave.
“En 2025 impactaron los resultados de las compañías del sector de exploración y producción de hidrocarburos la caída en el precio del petróleo, cercana a US$14 por barril, y la apreciación de la tasa de cambio, cuya variación fue cercana a $20 por dólar, pero igualmente significativa. En ese mismo sentido, la caída de 4 % en la producción de petróleo y de 17 % en la de gas en Colombia también incidió en los resultados. A esto se suman mayores impuestos derivados de la conmoción interior y, en el caso de Ecopetrol, la discusión sobre el IVA a las importaciones, que golpeó fuertemente sus utilidades”, expresó Julio César Vera, presidente de XUA Energy.
Por otro lado, Vera manifestó que las electrificadoras continuaron presentando resultados variables y con alto riesgo: algunas con ganancias, pero otras con pérdidas significativas. Esto en un mercado caracterizado por altos volúmenes de inversión, pero también por una fuerte dependencia de subsidios del Estado, cuyo pago se ha venido realizando a “cuentagotas”, generando desfases de caja que, si se prolongan, comprometen la fortaleza financiera y operativa de las compañías.
Otro de los analistas del sector es Felipe Bernal, miembro del Centro Global de Estudios de Energía de la Universidad de Columbia. El analista afirmó que el segmento eléctrico mostró mayor resiliencia frente al de hidrocarburos, donde la caída fue más contundente, como lo evidencian las cifras de Ecopetrol. De esta manera, el escenario base para los analistas es que los segmentos regulados y el transporte de electricidad ofrecen mayor estabilidad, mientras que, en el negocio petrolero y gasífero, altamente dependiente de los precios internacionales, la situación es más volátil.
Sin embargo, depender de ingresos internacionales no es necesariamente negativo. Mineros, una de las empresas más representativas del sector aurífero, registró un crecimiento de ingresos de 52 %, alcanzando poco más de $994.999 millones. Esto se explica en gran medida por los altos precios del oro, que han superado US$5.000 la onza en algunos períodos y que tienden a aumentar en contextos de alta incertidumbre, al funcionar como activo refugio.
Una de las compañías que marcó un hito en los primeros meses de 2026 fue Hidroituango, que reportó por primera vez ingresos. La organización señaló que, junto con el Grupo EPM, avanza en el desarrollo de cuatro turbinas adicionales, que entrarían en operación entre 2027 y 2028 y aportarían cerca de 17 % de la energía eléctrica del país. No obstante, queda por ver el impacto de las recientes medidas del Gobierno, que establecieron un aumento temporal de 2 % sobre los ingresos de hidroeléctricas y termoeléctricas en zonas afectadas por la ola invernal, aplicable en Antioquia, Córdoba, La Guajira, Sucre, Bolívar, Cesar, Magdalena y Chocó.
¿Qué pasará en 2026?
Según los analistas consultados, no será un año negativo, pero sí más exigente. Uno de los principales cambios frente a 2025 es que el conflicto en Irán y el bloqueo del estrecho de Ormuz están presionando al alza los precios internacionales del crudo, lo que podría favorecer a las grandes compañías petroleras y gasíferas. A esto se suma la transición política en Venezuela, que ha abierto sus reservas a grandes empresas internacionales como Chevron, ENI, Repsol y Shell y British Petroleum.
“El precio se ha movido en un rango cercano entre US$100 y US$110 por barril. Esto puede favorecer ingresos en algunos segmentos, pero también eleva costos, incertidumbre y dificulta la planeación. En este contexto, las compañías con ingresos regulados, portafolios diversificados y disciplina operativa deberían seguir mostrando mayor resiliencia que aquellas más expuestas al ciclo de commodities. No será un año de expansión generalizada, sino de mayores diferencias entre modelos de negocio”, enfatizó Arroyave.
Por su parte, Vera dijo que, aunque la producción de crudo y gas muestra una tendencia a la baja, el sector mantiene cierto optimismo frente a un eventual cambio en la política energética con el nuevo gobierno que iniciará en agosto de 2026.
Por otro lado, en el sector eléctrico, los resultados dependerán de la materialización del fenómeno de El Niño, que, según estudios de la Universidad de Columbia (EE. UU.), podría extenderse hasta finales de 2026. Dado que Colombia depende en gran medida de fuentes hidráulicas, una reducción en los niveles de los embalses implicaría mayor uso de fuentes térmicas, aumentando la dependencia de combustibles fósiles como el gas, que además se está importando, lo que incrementa la exposición al mercado internacional.
Vera también advirtió sobre la incertidumbre asociada al pago de subsidios y a la opción tarifaria, en un sector donde persisten pérdidas no técnicas y dudas sobre la suficiencia de la oferta energética para atender la demanda.
De otro lado, Bernal concluyó que GEB, EPM e ISA ganarán peso gracias a los mercados en los que operan, su diversificación y la estabilidad de sus flujos. No prevé cambios estructurales en el sector eléctrico, citando el caso de Celsia como ejemplo de mayor estabilidad, aunque con menores picos de rentabilidad. Asimismo, indicó que el segmento de energías renovables continuará creciendo, pero con retornos de largo plazo y cuellos de botella persistentes. Incluso señaló que la rentabilidad dependerá cada vez más de decisiones fiscales y regulatorias, más que de las dinámicas del mercado.
