En el primer semestre de 2026, las utilidades de Ecopetrol se ubicaron en $8,9 billones, lo que significó un alza de 81 % frente al mismo lapso de 2025, es decir, cerca de $4 billones más. Los ingresos de la estatal energética también repuntaron 13 %, al pasar de $61 billones a $68,8 billones. El Ebitda, es decir, las ganancias antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, se ubicó en $31,3 billones, 28 % más frente al mismo periodo de 2025.
Lo anterior no fue una sorpresa para el mercado. Tras caídas en las utilidades de la empresa desde el último trimestre de 2022, los analistas anticipaban un crecimiento importante en este segmento. Solo en el segundo trimestre de 2026, estas crecieron 235 %, llegando a más de $6 billones, mientras que los ingresos pasaron de $29,6 billones a $40,1 billones, registrando un alza de 35 %.
Juan Carlos Hurtado, presidente encargado de la organización, manifestó que este desempeño se debió principalmente a dos factores. El primero fueron los favorables precios internacionales del petróleo Brent, que registraron importantes alzas debido a conflictos geopolíticos, como el de Oriente Medio. El segundo fue el aumento en la eficiencia de los costos de levantamiento, es decir, de los costos que asume Ecopetrol para extraer petróleo y gas de sus campos.
Para el periodo señalado, el total de pasivos y patrimonio se ubicó en $284 billones, lo que significó una disminución de 3,6 % en la variación interanual. Por su parte, el patrimonio del grupo ascendió a $109,6 billones, registrando un incremento de 3,8 %.
Iván Arroyave, banquero de inversión y experto del sector, enfatizó que el principal factor que explicó las utilidades de la petrolera fue un precio internacional del Brent de US$97 por barril. A esto se sumaron márgenes históricos en el negocio de refinación y una operación que logró capturar condiciones favorables del mercado.
“El precio promedio de venta aumentó cerca de US$38 por barril, lo que representó alrededor de $13,7 billones adicionales de ingresos. No sería exacto decir que los precios salvaron el trimestre. Estos explican buena parte del resultado, pero Ecopetrol también ejecutó bien su operación. La combinación entre un entorno externo favorable y una buena gestión permitió capturar ese valor”, expresó.
La producción total del grupo se ubicó en 705.800 barriles diarios de crudo, lo que significó una disminución de 6,6 % frente al mismo periodo del año anterior. Cabe destacar que la cuenca Permian produjo 80.800 barriles diarios en el segundo trimestre y representó 11,5 % de la producción total del grupo. Con ello completó un segundo trimestre consecutivo a la baja, con una disminución en su producción interanual de 30 %.
Flujo de caja de la empresa
“El flujo de caja es equivalente a $11,3 billones, que consideramos saludable. Ciertamente es menor al del mismo periodo del año pasado y esto obedece principalmente a dos elementos. El primero es que logramos un acuerdo de pago sobre la segunda cuota del FEPC (Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles), que se vencía en marzo, por valor de $1,6 billones con el Ministerio de Hacienda, recursos que tienen vencimiento en diciembre de este año. Entonces, esos $1,6 billones dejaron de entrar este año”, expresó Camilo Barco, vicepresidente corporativo de finanzas, al referirse a la disminución del flujo de caja, que pasó de $13,1 billones en el segundo trimestre de 2025 a $11,2 billones en el mismo periodo de 2026.
Posteriormente añadió: “El segundo elemento tiene que ver con el pago de dividendos. Logramos hacer el pago total de los de este año por un monto cercano a $5 billones. El tercero corresponde al pago de impuestos: una mayor carga tributaria frente al año anterior, relacionada con el impuesto al patrimonio, en un porcentaje cercano al 50%. A junio ya habíamos pagado alrededor de $700.000 millones de los $1,2 billones previstos para este año, además de una sobretasa que, de acuerdo con los precios y las estimaciones del mercado, podría acercarse a 10 %. Con estos elementos, el flujo de caja se reduce en un porcentaje moderado, pero sigue permitiendo que el grupo acumule un nivel saludable y estable, el cual proyectamos mantener durante el resto del año”.
Hurtado añadió que el FEPC se ubicaría al cierre de 2026 entre $10 billones y $12 billones, dependiendo del comportamiento del precio del barril Brent.
Inversiones de Ecopetrol
El grupo expresó que las inversiones en hidrocarburos, es decir, petróleo y gas, incluyendo transporte, ascendieron a $6,8 billones, equivalentes a 63 % del total. En transmisión eléctrica y vías se invirtieron $3,2 billones, con una participación de 29 %, mientras que en energías renovables se destinaron $0,9 billones, correspondientes a 8 %. En total, las inversiones realizadas por la organización llegaron a $10,9 billones, de las cuales 71 % se ejecutaron en Colombia, 22 % en Brasil, 4 % en EE. UU. y 3 % restante en otras geografías.
Costos de levantamiento
Barco explicó que los costos de levantamiento fueron eficientes para Ecopetrol al cierre del trimestre, aunque señaló que la tasa de cambio alteró este indicador cuando se expresa en dólares. En los primeros seis meses de 2026, este rubro se ubicó en US$12,93 por barril, una cifra superior en 11,6 % frente al mismo periodo de 2025. Sin embargo, medido en pesos, presentó una reducción de 2,8 %, al pasar de $48.631 por barril entre enero y junio de 2025 a $47.249 en el mismo lapso de 2026.
Los indicadores de Hurtado
El presidente encargado manifestó que el efecto del precio del petróleo aportó $7,6 billones a la utilidad neta, mientras que la tasa representativa del mercado (TRM) y la inflación restaron $2 billones. Los impuestos disminuyeron el resultado en $1,2 billones y otros gastos financieros representaron cerca de $0,3 billones.
Resultados en gas
Ecopetrol y Petrobras revelaron que el pozo Sandía-1 confirmó el potencial gasífero del corredor de exploración conformado por Sirius y Copoazú, localizados en el Caribe colombiano.
“Hemos tenido un éxito exploratorio de 43 %. Hemos perforado nueve pozos, de una meta entre ocho y 10, pero dos siguen en evaluación. Hemos concluido la evaluación de siete, de los cuales tres han sido positivos: Bisbita, con nuestra filial Hocol en asociación con GeoPark, y dos con nuestro socio operador Petrobras: Copoazú y el reciente anuncio de Sandía”, expresó Hurtado.
En cuanto al negocio de refinación, la estatal energética informó que procesó 439.000 barriles diarios, un alza de 6 % frente al segundo trimestre de 2025. En transporte, el volumen llegó a 1,125 millones de barriles diarios, con un incremento de 3,8 % frente al mismo periodo. En contraste, la producción cayó 6,6 %.
“La producción ha sido impactada por temas de entorno y de confiabilidad del sistema eléctrico. Los temas de entorno afectaron principalmente los campos de la Orinoquía, como Castilla, Chichimene, Acacías y CPO-09, donde tenemos una producción importante de crudos pesados. Enfrentamos un bloqueo de una subdirectiva sindical durante aproximadamente 76 días. Esto no solo afecta la producción durante el bloqueo, sino que para recuperar los volúmenes es necesario realizar intervenciones. Venimos recuperando la producción y seguimos trabajando para asegurar los volúmenes estimados para este año”, dijo Hurtado.
Añadió que en los campos de Caño Sur y Rubiales también se presentaron inconvenientes relacionados con la confiabilidad del sistema eléctrico. Frente al fenómeno de El Niño, afirmó que los proyectos de regasificación de Buenaventura y Puerto Bahía, ubicados en el Pacífico y el Caribe, respectivamente, podrían incrementar la disponibilidad de gas hasta en 360 Giga BTU por día. También destacó el fortalecimiento de la autogeneración, con una capacidad de 1.962 megavatios, así como avances en optimización del uso, reutilización y recirculación del agua.
¿Qué dicen algunos analistas del mercado?
Arroyave manifestó que la producción fue el punto más débil de los resultados, al registrar una caída de 6,6 % durante el trimestre. En gas también hubo una disminución de 14,8 %, mientras que las ventas en el mercado nacional cayeron 23,2% por la menor disponibilidad del energético. Según explicó, Ecopetrol atribuyó este comportamiento a la menor producción del Permian, la declinación natural de los campos, los bloqueos, las dificultades del sistema eléctrico y los retrasos en algunos activos estratégicos. La compañía estima que estas dificultades operativas ocasionaron una pérdida acumulada de 1,3 millones de barriles en el semestre.
“ISA siguió creciendo, obtuvo nuevas adjudicaciones en Brasil y continuó expandiendo su negocio de transmisión, lo que refuerza su aporte estratégico al grupo. El análisis de una eventual venta de ISA no puede limitarse al precio de venta, porque sigue generando crecimiento, inversión y flujo de caja, por lo que cualquier decisión debe valorar también ese potencial futuro”, expresó.
De esta forma, Arroyave aseguró que los principales riesgos para la compañía siguen siendo la menor producción, la declinación natural de los campos y la dependencia de los precios internacionales del petróleo y de los márgenes de refinación. Agregó que uno de los principales aciertos de la administración de Hurtado fue mantener una operación eficiente en refinación y una disciplina financiera que permitió aprovechar el entorno favorable del mercado internacional.
Concluyó que, aunque los resultados fueron sobresalientes, Ecopetrol deberá demostrar que puede mantener niveles sólidos de rentabilidad cuando el Brent y los márgenes de refinación regresen a niveles más normales. Además, será fundamental recuperar la producción y reducir la dependencia de la coyuntura internacional. Finalmente, destacó que en refinación se alcanzaron niveles récord de carga, con 439.000 barriles diarios y márgenes brutos de US$29,8 por barril.
Finalmente, la compañía iniciará la construcción de Sirius a finales de 2027, en caso de que se dé para ese año la decisión final de inversión (FID por sus siglas en inglés). Antes de esto se requiere el desarrollo de los estudios de impacto ambiental para la obtención de licencias, que Hurtado señaló que podrían estar en el primer trimestre de 2027.
