Qué dijo la dirección de Ecopetrol S.A. en la llamada del Q1 2026

Trimestre marcado por la disciplina operativa y la presión externa

Ecopetrol Group registró en el primer trimestre de 2026 ingresos de 28,6 billones de pesos colombianos, un EBITDA de 13,5 billones y una utilidad neta de 2,9 billones. El margen EBITDA alcanzó el 47%, nivel que la dirección describió como comparable a algunos de los mejores trimestres históricos del grupo. La producción total se situó en 725.000 barriles de petróleo equivalente por día, por debajo del rango objetivo anual de 730.000–740.000 bpd, en un contexto de caída en la producción de gas y menor aporte internacional. El margen de refinación subió un 60% interanual hasta 17,3 dólares por barril, y el segmento downstream elevó su contribución al EBITDA grupal del 4% al 14% respecto al mismo período de 2025. La apreciación del peso colombiano presionó los ingresos en dólares, y los mayores costos de fletes representaron una carga significativa a lo largo de la cadena de valor.

Expansión en Brasil y acuerdos en Colombia

El hecho más relevante hacia adelante es la operación para adquirir una participación mayoritaria de hasta el 51% en Brava Energia S.A., empresa brasileña con reservas 1P de 459 millones de barriles equivalentes y producción de aproximadamente 81.000 bpd en 2025. La transacción contempla una compra privada de cerca del 26% del capital y el lanzamiento de una oferta pública voluntaria en el segundo trimestre de 2026. La dirección fue explícita: si no se alcanza el 51%, Ecopetrol no participará en el negocio. En Colombia, los acuerdos de farm-in con Parex (inversión de unos 250 millones de dólares, financiada íntegramente por el socio) y Gran Tierra (92 millones de dólares, igualmente a cargo del socio) buscan desarrollar activos maduros en el Magdalena Medio sin comprometer capital propio. En gas, la compañía espera avanzar en soluciones de regasificación en el Caribe y el Pacífico colombiano para importar entre 126 y 370 millones de pies cúbicos diarios durante 2026.

Lo que viene: precios, tipo de cambio y El Niño

La compañía trabaja con un escenario base de Brent a 83 dólares por barril y señaló que la ejecución del plan de inversiones —rango de 5.400 a 6.700 millones de dólares para el año— tiende hacia el extremo superior del rango. La dirección advirtió que cada variación de 100 pesos en el tipo de cambio tiene un efecto de aproximadamente 1,6 billones de pesos en el EBITDA y de unos 800 millones de pesos en la utilidad neta. El fenómeno de El Niño fue identificado como un riesgo para la producción en el resto del año. El saldo del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) cerró en 4,2 billones de pesos, con una acumulación de 1,2 billones durante el trimestre, reflejo de precios internacionales de combustibles superiores a los domésticos.

Turno de preguntas: Brava, FEPC y deuda

Los analistas centraron sus preguntas en tres frentes. Sobre Brava, la dirección confirmó que el precio de la adquisición inicial del 26% no fue divulgado y que el cierre depende de la oferta pública y las aprobaciones regulatorias. Se aclaró también que Brava contabiliza reservas bajo IFRS, mientras que Ecopetrol aplica la metodología SEC; la reconciliación se realizará tras el cierre. Respecto al endeudamiento post-adquisición, el director financiero indicó que la razón deuda/EBITDA grupal se mantendría cerca de 2,1–2,2 veces, y que el financiamiento puente no se refinanciará en su totalidad: parte del monto se cubrirá con reasignación de CapEx y rotación de portafolio. Sobre el FEPC, la dirección reconoció que el fondo acumula deuda con la empresa pero no precisó el ritmo mensual exacto de acumulación. En cuanto a la regasificación con Puerto Bahía, el volumen base de 126 millones de pies cúbicos diarios está en su mayor parte comercializado entre 13 agentes, con contratos a siete años, aunque los términos comerciales exactos no se revelaron por razones estratégicas.