Qué dijo la dirección de Ecopetrol S.A. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de recuperación en refining y disciplina de costos

Ecopetrol cerró el tercer trimestre de 2025 con un EBITDA de COP 12,3 billones y un margen del 41%, lo que representó un aumento del 11% respecto al trimestre anterior. La utilidad neta fue de COP 2,6 billones, un 42% por encima del segundo trimestre. La compañía atribuyó la mejora a la recuperación del segmento de refinación —que completó sus mantenimientos programados en el primer semestre— al control estricto de gastos operativos y a mejores resultados de ISA, su subsidiaria de transmisión eléctrica. Todo esto ocurrió en un entorno en que el precio del Brent acumuló una caída de casi 15% en lo que va del año. La producción promedio acumulada alcanzó 751.000 barriles de petróleo equivalente por día, en la parte alta del rango de guía anual de 740.000 a 750.000. La operación en la cuenca Pérmica de Estados Unidos aportó 106.000 barriles por día netos antes de regalías, equivalentes al 14% de la producción total del grupo.

El programa de eficiencias acumuló COP 4,1 billones al cierre de septiembre, un 40% por encima de la meta establecida para el período. El costo de levantamiento se situó en 11,8 dólares por barril, 0,44 dólares menos que en 2024. La posición de caja del grupo cerró en COP 14,1 billones y la razón deuda bruta sobre EBITDA fue de 2,4 veces; excluyendo la deuda de ISA y la asociada a su adquisición, el ratio bajó a 1,7 veces.

Lo que viene: gas, renovables y plan 2026

En el frente de gas, la compañía anunció la comercialización del campo offshore Sirius —operado por Petrobras— con volúmenes de hasta 249 millones de pies cúbicos por día y producción esperada a partir de 2030. Los contratos de venta deben firmarse antes del 12 de diciembre de 2025. Paralelamente, avanza el proyecto de regasificación de GNL en Coveñas, cuya licitación se lanzó en octubre y se espera concluir en enero de 2026. En renovables, la compañía cerró la adquisición del portafolio solar de Statkraft y puso en marcha la granja solar La Iguana en la refinería de Barrancabermeja, elevando la capacidad de autogeneración renovable a 254 megavatios. El proyecto de hidrógeno verde Coral, destinado a la refinería de Cartagena, alcanzó el 55% de avance y tiene comisión prevista para el segundo trimestre de 2026. De cara a 2026, la dirección anticipó un entorno de precios más exigente y se comprometió a mantener el costo de levantamiento por debajo de 12 dólares por barril, a preservar la disciplina de capital y a no incrementar la deuda asociada al plan orgánico antes de fin de año.

Turno de preguntas: Pérmica, OFAC y la DIAN

Los analistas centraron sus preguntas en tres focos de riesgo. El primero fue la posible desinversión del activo en la cuenca Pérmica, sobre la que el vicepresidente de Estrategia, Julián Lemos, respondió que ni Ecopetrol ni sus accionistas tienen interés en vender, aunque cualquier decisión sobre el portafolio pasaría por el consejo de administración. El segundo fue el riesgo de que algún directivo quedara incluido en listas de sanciones de la OFAC. La dirección reconoció tener un plan de mitigación ante distintos escenarios, pero no precisó su contenido. El tercer tema fue un proceso coactivo de la autoridad tributaria colombiana (DIAN) y la posibilidad de embargos. El CFO, Camilo Barco, señaló que la DIAN descartó oficialmente esa medida y que la compañía interpuso recursos legales para proteger la operación. También hubo preguntas sobre dividendos: Barco indicó que la propuesta se ubicaría dentro del rango de política actual —entre el 40% y el 60% de la utilidad distribuible— aunque en la parte media de ese rango, dada la caída del 32% en la utilidad neta acumulada. La sensibilidad al tipo de cambio fue otro punto de atención: por cada COP 100 de variación, el efecto en la utilidad neta anual es de COP 700.000 millones, y el plan financiero de 2025 fue construido con una tasa de COP 4.150, mientras que el peso se ha apreciado hacia COP 3.950.