Qué dijo la dirección de Ecopetrol S.A. en la llamada del Q2 2026

Trimestre récord impulsado por refining y precios del crudo

Ecopetrol registró en el segundo trimestre de 2026 sus mejores resultados trimestrales desde finales de 2022. El EBITDA alcanzó COP 17,7 billones —un aumento del 59% frente al mismo periodo del año anterior— con un margen del 44%. La utilidad neta llegó a COP 6,1 billones, equivalente a 3,4 veces la del Q2 2025. Tres factores explican el resultado: un Brent promedio de USD 97 por barril, una gestión comercial que mejoró los diferenciales de crudo en USD 3,67 por barril respecto al primer trimestre, y un desempeño histórico en refinación. La producción, sin embargo, quedó afectada: promedió 706.000 barriles equivalentes por día ante bloqueos de 76 días en campos del departamento del Meta y fallas eléctricas en activos clave como CPO-09, Chichimene, Castilla y Rubiales, con una producción diferida de hasta 23.000 barriles por día.

El segmento de refinación fue el principal diferenciador del trimestre. El throughput integrado alcanzó un récord histórico de 439.000 barriles por día —un 6% más que en Q2 2025—, y el margen bruto de refinación se situó en USD 29,8 por barril frente a USD 12,5 en el mismo periodo del año anterior. La Refinería de Cartagena anotó un margen récord de USD 31,6 por barril. En exploración, la compañía confirmó el descubrimiento del pozo Sandia-1 en el bloque Guajira Offshore Zero, a 42 kilómetros de la costa colombiana y a 18 kilómetros del proyecto Sirius, en asociación con Petrobras. La relación deuda bruta/EBITDA cerró en 2,0x a nivel consolidado y en 1,3x excluyendo la deuda de ISA.

Perspectivas: producción, FEPC y Brava

La compañía reiteró su objetivo de producción para el año completo de entre 730.000 y 740.000 barriles equivalentes por día. La dirección señaló que hacia finales de junio ya se acercaban a 730.000 barriles diarios tras levantarse los bloqueos. Para el segundo semestre, Ecopetrol planea acelerar la actividad en la cuenca Delaware del Permian con siete pozos adicionales que aportarían entre 4.000 y 5.000 barriles por día de producción incremental, además de campañas de workover en Caño Sur y expansión de instalaciones en Castilla. La compañía advirtió que monitorea de cerca el fenómeno de El Niño y su posible impacto en la generación eléctrica y las operaciones.

Sobre el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), el saldo por cobrar al cierre del primer semestre fue de COP 8 billones —COP 2 billones de 2025 y COP 6 billones acumulados en 2026—. La dirección estima que ese saldo podría situarse entre COP 8 billones y COP 12 billones al cierre del año, con un Brent proyectado de entre USD 84 y USD 90 por barril y una tasa de cambio de entre COP 3.200 y COP 3.500 por dólar. Para 2027, con un Brent proyectado de USD 72 y una TRM de entre COP 3.200 y COP 3.600, la compañía espera que el acumulado del FEPC se ubique entre COP 1 billón y COP 3 billones. En cuanto a Brava Energia, la oferta pública de adquisición en Brasil —que otorgaría a Ecopetrol el 51% de esa compañía— se lanzó días después de la llamada; de completarse, la dirección prevé consolidar los resultados de Brava en el tercer trimestre de 2026, con una contribución de aproximadamente 42.000 barriles equivalentes por día.

Turno de preguntas: gobierno nuevo, FEPC y activos offshore

Los analistas presionaron sobre tres frentes principales. El primero fue el cambio de gobierno en Colombia y sus implicaciones para el sector. La dirección fue cauta: reconoció que aún no había tenido diálogo formal con el nuevo ejecutivo y que las conversaciones sobre la FEPC han sido con el Ministerio de Minas y el Ministerio de Hacienda del gobierno saliente. El CFO Camilo Barco indicó que el nuevo gobierno ha señalado públicamente la necesidad de cerrar la brecha del subsidio al diésel, y mencionó como posibles vías un aumento al precio final al consumidor o una modificación en la fórmula del ingreso al productor, aunque subrayó que ninguna decisión está tomada.

El segundo frente fue el flujo de caja, más débil de lo esperado en el trimestre. Barco explicó que la caída obedece a tres factores: el aplazamiento a diciembre de un cobro del FEPC de COP 1,6 billones, el impuesto al patrimonio de COP 1,2 billones acumulado en el periodo, y la sobretasa al impuesto de renta del 10% activada por los precios del crudo. El tercer frente fue la estrategia en el Permian: la dirección reconoció que la producción en esa cuenca cayó respecto al año anterior por una reducción deliberada de equipos de perforación acordada con Occidental en un entorno de precios más bajos, pero anunció la aceleración de siete pozos no contemplados originalmente en el plan de 2026.