Qué dijo la dirección de Ecopetrol S.A. en la llamada del Q4 2025

Un año de disciplina en un entorno adverso

Ecopetrol cerró 2025 con un EBITDA de COP 46,7 billones y un margen del 39%, en línea con su plan financiero, pese a que el precio del Brent cayó aproximadamente un 15% respecto a 2024, cerrando el año en torno a 68 dólares por barril frente a los 80 de 2024. La producción promedio fue de 745.000 barriles por día y la utilidad neta alcanzó COP 9 billones, el segundo resultado más alto en la historia de la compañía según la dirección. El diferencial de crudo llegó a 4,6 dólares por barril, la mejor cifra en cuatro años, gracias a la diversificación de mercados y la optimización de la cesta de crudos. El programa de eficiencias acumuló COP 6,6 billones en el año, superando en 1,3 veces la meta ajustada, y COP 23 billones en los últimos cinco años. El punto de equilibrio de utilidad neta se situó cerca de 50 dólares por barril en 2025, y la compañía espera reducirlo a aproximadamente 47 dólares en 2026.

La reserva 1P llegó a 1.944 millones de barriles de petróleo equivalente, con una tasa de reposición del 121%, la más alta en cuatro años. Una parte relevante de esta incorporación provino de la monetización en efectivo de regalías en nueve campos, lo que transfiere la titularidad de esos barriles a Ecopetrol y los registra en reservas conforme a metodología SEC. La compañía también destacó que el gas del campo Sirius —con potencial de 6 billones de pies cúbicos— fue comercializado en su totalidad para el período 2026-2029, y que en Brasil el proyecto Orca (Gato do Mato) está pendiente de aprobación del plan de desarrollo por parte de la agencia regulatoria brasileña para incorporar alrededor de 70 millones de barriles adicionales a reservas.

Perspectivas para 2026 y factores geopolíticos

El plan de inversión para 2026 oscila entre 5.400 y 6.700 millones de dólares, calculado sobre un Brent base de 60 dólares y una tasa de cambio de COP 4.050 por dólar. La producción esperada se sitúa entre 730.000 y 740.000 barriles por día. La dirección señaló que, si los precios se mantienen en los niveles observados al momento de la llamada —superiores a 80 dólares tras eventos geopolíticos en Oriente Medio—, revisará el plan al alza, acercándose al extremo superior del rango de inversión. Aproximadamente el 70% del plan se destina al negocio de hidrocarburos, con un punto de equilibrio orgánico de 40 dólares por barril. En energía renovable, la compañía espera incorporar 750 megavatios adicionales en proyectos en operación, construcción y ejecución durante 2026, y prevé iniciar la producción de hidrógeno verde en la Refinería de Cartagena en los próximos meses.

En lo que respecta al Pérmico —relevante para la exposición de Ecopetrol a activos en Estados Unidos—, la dirección confirmó que el contrato de Delaware con Occidental está vigente hasta el 31 de diciembre de 2026, mientras que el de Midland es un acuerdo de empresa conjunta que permanece activo mientras los socios así lo decidan. La producción en el Pérmico se situó en torno a 91.000 barriles diarios en los primeros meses de 2026, por debajo de los 122.000 de 2024, debido a una reducción del 12% en el número de pozos perforados durante 2025 y a la sensibilidad del activo al precio del barril. Para 2026 se proyecta perforar entre 38 y 40 pozos, condicionado a la evolución del precio.

Turno de preguntas: dividendo, DIAN y crudo pesado

Los analistas enfocaron sus preguntas en tres frentes. Primero, el dividendo: la Junta Directiva propone COP 110 por acción, equivalente al 50% de la utilidad neta, que deberá ser aprobado por la asamblea de accionistas el 27 de marzo. El CFO, Camilo Barco, precisó que el calendario de pago dependerá, en parte, de los acuerdos que se alcancen con el Ministerio de Hacienda en torno a los saldos cruzados de impuestos y del FEPC, cuyo saldo a cobrar es de aproximadamente COP 3 billones. El impuesto al patrimonio de 2026 se estima entre COP 1 billón y COP 1,3 billones, y la compañía prevé compensarlo parcialmente con saldos de impuestos a favor que cerraron 2025 en COP 11,4 billones.

Segundo, la controversia con la DIAN por IVA a importaciones de combustibles (2022-2024), que asciende a COP 9,6 billones incluyendo multas e intereses estimados. Barco indicó que la fase administrativa concluyó y el proceso se encuentra ahora en vía jurisdiccional, con plazos estimados de tres a seis años. La compañía no ha constituido provisión contable, respaldada por opinión de asesores externos que consideran muy alta la probabilidad de éxito, y subrayó que no existen covenants en sus instrumentos de financiación que se vean afectados por este litigio.

Tercero, el impacto del crudo pesado venezolano en los diferenciales. Un ejecutivo comercial reconoció que existe presión a la baja en los precios del crudo pesado por la mayor disponibilidad de crudo venezolano en el mercado formal, pero argumentó que la calidad superior del crudo colombiano en metales y acidez, los contratos de término fijo con clientes en Asia y Estados Unidos, y las oficinas comerciales en ambas regiones permiten mitigar ese descuento. Ante la escalada de precios en Oriente Medio, la dirección señaló que la demanda de crudo colombiano podría beneficiarse, aunque advirtió que los fletes marítimos han subido entre un 150% y un 160%, lo que modera parte de esa ventaja.