3 puntos clave
—La utilidad neta de Ecopetrol para todo el año 2025 cayó un 39,5% a COP 9,0 billones ($2,400 millones), la más baja desde el año de la pandemia de 2020, como resultado de una caída del 15% en los precios del crudo Brent a un promedio de US$ 68 por barril combinada con la apreciación del peso para borrar COP 5,9 billones en ganancias frente a 2024.
—Los ingresos disminuyeron 10,2% a COP 119,6 billones ($31,5 mil millones), sin embargo, el margen EBITDA se mantuvo en 39%, lo que demuestra la resiliencia de un programa de eficiencia que generó ahorros de COP 4,1 billones ($1,1 mil millones) solo durante los primeros tres trimestres.
—La producción alcanzó los 745.300 barriles de petróleo equivalente por día, la más alta en cinco años, mientras que las reservas probadas aumentaron a 1.944 millones de barriles con una tasa de reemplazo del 121%, incluso cuando el directorio propuso reducir a la mitad el dividendo a COP 110 por acción desde COP 214 en 2024.
Qué pasó en Ecopetrol en 2025 01Qué pasó
Ecopetrol SA (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC), la petrolera estatal de Colombia y la empresa más grande del país, reportó una utilidad neta para todo el año 2025 de COP 9,0 billones ($2,4 mil millones), una disminución del 39,5 % desde COP 14,9 billones en 2024. Esto marca la ganancia anual más baja de la compañía desde que ganó COP 1,68 billones durante el año de la pandemia de 2020.
Los ingresos cayeron un 10,2% a COP 119,6 billones ($31,5 mil millones) desde COP 133,3 billones, impulsados por los dos vientos en contra de los menores precios del crudo Brent (que promediaron aproximadamente US$ 68 por barril frente a casi US$ 80 en 2024) y la apreciación del peso colombiano frente al dólar. El director general, Ricardo Roa, atribuyó la caída directamente a estos factores externos y destacó una caída interanual del 15% en el precio de referencia del petróleo.
A pesar de la compresión de las ganancias, la compañía destacó que su margen EBITDA se mantuvo en el 39%, lo que la gerencia consideró como evidencia de estabilidad estructural del negocio. Ecopetrol también entregó su mayor producción en cinco años con 745.300 barriles día y logró un índice de reposición de reservas del 121%, sumando 300 millones de barriles de reservas probadas para cerrar el año en 1.944 millones de barriles.
Factores clave detrás de los resultados de Ecopetrol en 2025 02Controladores clave
El precio del petróleo y los obstáculos cambiarios Precio del petróleo y vientos en contra de las divisas
El doble golpe precio-moneda fue el factor dominante. El crudo Brent promedió aproximadamente 68 dólares por barril en 2025, un 15% menos que los 80 dólares, impulsado por la eliminación de los recortes de producción de la OPEP+ y el exceso de oferta mundial. Ecopetrol estima que cada caída de 1 dólar en el Brent reduce la utilidad neta en aproximadamente COP 500 mil millones ($132 millones), lo que implica un impacto de aproximadamente COP 6 billones solo por el precio.
Las ganancias de Ecopetrol de Colombia caen un 40% al mínimo de la era de la pandemia. (Foto reproducción de Internet) Al mismo tiempo, el peso colombiano se apreció aproximadamente un 2,3% frente al dólar durante 2025, comprimiendo el equivalente en pesos colombianos de los ingresos petroleros denominados en dólares. Para una empresa que gana en dólares pero reporta en pesos, esto crea un lastre mecánico en el estado de resultados que es independiente del desempeño operativo.
Cargos Tributarios y Fiscales Impuestos y cargos fiscales
Más allá del lastre del precio del petróleo y el tipo de cambio, Ecopetrol absorbió importantes cargas fiscales no recurrentes en 2025. El gobierno impuso COP 1,5 billones (USD 395 millones) en impuestos de emergencia relacionados con la crisis de seguridad del Catatumbo. Además, la empresa pagó COP 5,4 billones ($1,400 millones) en IVA retroactivo a la autoridad fiscal de la DIAN por las importaciones de combustibles de 2022 a 2024.
Roa destacó que el 93% del IVA a la importación de combustibles genera su correspondiente crédito fiscal: el saldo de Ecopetrol en la DIAN cerró el año en COP 10,1 billones ($2,700 millones) a su favor. Si bien se trata de un activo real, no proporciona un alivio inmediato de efectivo y representa una parte sustancial de las obligaciones implícitas del gobierno con su propia compañía petrolera.
Fuerza productiva y operativa Fuerza de producción y operativa
La producción de 745.300 boe/d fue la más alta en cinco años, respaldada por contribuciones de campos colombianos como Caño Sur y CPO-09, así como por la creciente producción de las operaciones de la Cuenca Pérmica en Texas, que se expandieron casi un 10% para superar los 102.000 barriles por día. La empresa perforó 16 pozos durante el año frente a un objetivo inicial de 10.
El rendimiento de refinación promedió 417.000 barriles por día durante el año, y el cuarto trimestre estableció un récord de 430.000 barriles por día. El segmento de transporte obtuvo una rentabilidad casi récord de aproximadamente COP 5 billones ($1,3 mil millones), uno de sus mejores desempeños. Estos logros operativos amortiguaron parcialmente el golpe de los precios más bajos, pero fueron insuficientes para evitar la caída del 40% en las ganancias.
Detalle Financiero de Ecopetrol 2025 03Detalle financiero
Flujo de caja y disciplina de capital Flujo de caja y disciplina de capital
El flujo de caja libre disminuyó COP 6,3 billones ($1,7 mil millones), lo que Ecopetrol atribuyó enteramente a la ejecución de su plan de inversiones, no al deterioro operativo. De manera crítica, la compañía enfatizó que no se contrajo nueva deuda durante 2025 para financiar gastos de capital; la retirada de efectivo fue una asignación deliberada de la liquidez existente a proyectos de inversión.
La deuda bruta/EBITDA fue de aproximadamente 2,4 veces al final del tercer trimestre de 2025, por debajo del techo autoimpuesto por la compañía de 2,5 veces. La deuda neta sobre EBITDA fue de 2,1x. El balance sigue siendo manejable, pero la trayectoria decreciente de las ganancias limita el espacio para la rentabilidad tanto de la inversión como de los accionistas simultáneamente.
Dividendos y rentabilidad para los accionistas Dividendos y rentabilidad para los accionistas
El directorio propuso un dividendo de COP 110 por acción para el año fiscal 2025, lo que representa una tasa de pago del 50,1%, cerca del punto medio del rango de política de la compañía del 40% al 60%. Se trata de un fuerte recorte respecto de los COP 214 por acción pagados para 2024, lo que refleja la menor base de ganancias. Se espera el pago antes del 30 de abril de 2026.
Además del dividendo, el directorio propuso asignar COP 21,1 billones ($5,6 mil millones) a una reserva ocasional para apoyar la sostenibilidad financiera y la flexibilidad estratégica. Las transferencias totales al Estado colombiano (incluidos dividendos, impuestos y regalías) alcanzaron COP 35 billones ($9,2 mil millones) en 2025, sumándose a COP 180 billones ($47 mil millones) transferidos en los últimos cuatro años.
El saldo del Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles (FEPC) cerró 2025 en COP 3,1 billones ($816M), un pasivo fiscal continuo que requiere una resolución coordinada entre Ecopetrol y el gobierno.
Señales de gestión de Ecopetrol Señales de gestión
El director general Ricardo Roa enmarcó los resultados como consecuencia de factores externos más que de fallas operativas, señalando la caída del 15% en el precio del petróleo y la apreciación del peso como fuerzas que habrían comprimido las ganancias “no sólo de Ecopetrol sino de cualquier compañía petrolera del mundo”. Destacó que el margen EBITDA del 39% “demuestra la estabilidad y sostenibilidad del negocio”.
Sobre los activos de la Cuenca Pérmica, Roa reveló que Ecopetrol ha recibido múltiples ofertas internacionales por sus operaciones en Estados Unidos pero aún no recupera su inversión inicial. Afirmó que existe “un apetito internacional muy alto por los activos de Ecopetrol”, pero no confirmó ningún cronograma de desinversión.
Roa rechazó explícitamente la narrativa de que Ecopetrol enfrenta un viento político en contra, insistiendo en que no existe una “política anti-hidrocarburos” y que no ha recibido ninguna directiva para cerrar el negocio petrolero. Calificó la producción como “no estancada” y afirmó que la empresa está “logrando sus mejores indicadores de producción”.
Qué mirar a continuación para Ecopetrol 04Ver siguiente
La Asamblea General de Accionistas del 26 de marzo de 2026 votará la propuesta de dividendo de COP 110 por acción. Se espera la aprobación dada la participación controladora del 88,5% del gobierno, pero el tamaño del recorte (aproximadamente un 49% por debajo del pago de 2024) pondrá a prueba el sentimiento de los accionistas minoritarios y podría pesar sobre las acciones.
La decisión sobre la Cuenca Pérmica es un catalizador estratégico clave. El “gran apetito internacional” por estos activos podría desbloquear un valor significativo: la operación produjo más de 102.000 barriles diarios y fue uno de los segmentos de más rápido crecimiento de la compañía. Cualquier venta o asociación reequilibraría la exposición geográfica de Ecopetrol y generaría capital para reducir la deuda o invertir en el país.
La contribución de la ISA será examinada de cerca. El plan de inversiones para 2026 asigna entre 6,2 y 6,8 billones de pesos (entre 1,6 y 1,8 mil millones de dólares) a la filial de transmisión de energía (26% del presupuesto total de Ecopetrol), lo que subraya la apuesta por la diversificación. Los ingresos regulados no relacionados con materias primas de ISA deberían brindar estabilidad a las ganancias, pero los resultados del primer semestre de 2025 de la subsidiaria mostraron caídas en el EBITDA y la utilidad neta del 9% y 14% respectivamente, lo que complica la narrativa.
La trayectoria del crudo Brent en 2026 será la variable de ganancias dominante. Los precios ya cayeron por debajo de los 65 dólares a principios de 2026, y con el debilitamiento de la disciplina de oferta de la OPEP+, es posible que se produzcan más caídas. Cada caída de un dólar se traduce en aproximadamente COP 500 mil millones ($132 millones) en ingresos netos perdidos, una sensibilidad que hace que el plan de inversión y dividendos para 2026 dependa en gran medida del precio del petróleo.
Cifras Clave de Ecopetrol Ejercicio 2025 Año fiscal 2025 frente a año fiscal 2024
Métrico Año fiscal 2025 Año fiscal 2024 interanual Ganancia COP 119,6 billones (31,5 mil millones de dólares) COP 133,3 billones −10,2% Margen EBITDA 39% 41% −2 págs. Lngresos netos COP 9,0 billones ($2,4 mil millones) COP 14,9 billones −39,5% Producción (bep/d) 745.300 746.000 ~Plano Refino (bbl/d) 417.000 413.000 +1,0% Reservas probadas (M boe) 1.944 1.893 +2,7% Reemplazo de reserva 121% 111% +10 páginas Brent promedio ($EE.UU./bbl) ~$68 ~$80 −15% Dividendo por acción COP 110 COP 214 −48,6% Riesgos clave para Ecopetrol en el futuro 05Riesgos
La exposición al precio del petróleo es el riesgo abrumador. El Brent ya cayó por debajo de los 65 dólares a principios de 2026, y la sensibilidad de la compañía de 500 mil millones de pesos por dólar significa que a 60 dólares del Brent, la utilidad neta podría caer otros 4 billones de pesos con respecto a los niveles de 2025. El ratio de pago del 50,1% aplicado a ganancias absolutas más bajas produciría un dividendo aún menor, presionando a las acciones y a la planificación fiscal del gobierno.
Persiste la incertidumbre política y regulatoria. Si bien Roa niega cualquier directiva anti-hidrocarburos, la agenda de transición energética del presidente Gustavo Petro crea ambigüedad política en torno a nuevas licencias de exploración, incentivos a la inversión y el papel a largo plazo del petróleo en la economía de Colombia. Los accionistas minoritarios enfrentan el riesgo adicional de que las necesidades fiscales del gobierno puedan influir en las decisiones de inversión y dividendos.
La vida de la reserva de 7,8 años es manejable pero requiere una reposición continua. La tasa de reemplazo del 121% en 2025 fue una sorpresa positiva, pero la contribución relativamente modesta de las extensiones y nuevos descubrimientos sugiere que la exploración orgánica por sí sola puede no sostener la tasa si los precios de las materias primas se debilitan aún más y hacen que las reservas marginales sean antieconómicas.
La producción del cuarto trimestre de 729.000 boe/d estuvo un 2,9% por debajo del promedio de nueve meses, atribuido a la normalización de la producción del Pérmico. Si esto indica una meseta en lugar de una caída estacional, la trayectoria del titular más alto en cinco años puede no ser sostenible hasta 2026, particularmente si se venden los activos de Permian.
Contexto sectorial de la industria energética colombiana Contexto sectorial
Ecopetrol no es simplemente la compañía petrolera más grande de Colombia: es la empresa más grande del país por ingresos, responsable de más del 60% de la producción nacional de hidrocarburos, la mayor parte del transporte nacional y la infraestructura de refinación y, a través de su participación del 51,4% en ISA, un actor líder en transmisión de energía en América Latina. La empresa transfirió COP 35 billones ($9,2 mil millones) al Estado solo en 2025, lo que la convierte en un pilar indispensable de las finanzas públicas de Colombia.
El mercado petrolero mundial que entra en 2026 presenta un contexto desafiante. La disciplina de producción de la OPEP+ se está debilitando, la producción de esquisto de EE. UU. sigue siendo elevada y el crecimiento de la demanda se está moderando a medida que la economía de China se desacelera. El crudo Brent ha caído por debajo de los 65 dólares, muy por debajo del promedio de 68 dólares de 2025 y de los 80 dólares de 2024. Para Ecopetrol, que tiene un punto de equilibrio estimado para el Brent en los bajos 60 dólares, el margen de error se está reduciendo.
Ecopetrol cotiza tanto en la BVC de Bogotá como en la Bolsa de Nueva York bajo la clave de pizarra EC. La acción se ha mantenido dentro de un rango, y los analistas señalan que el índice de reemplazo de reservas del 121% y la producción máxima en cinco años brindan un respaldo fundamental, pero el recorte de dividendos del 49% y el exceso político de la era Petro limitan el potencial de recalificación. El dividendo propuesto de COP 110 por acción implica un rendimiento que sigue siendo atractivo para los estándares de los mercados emergentes, aunque materialmente por debajo de los niveles que atrajeron a los inversores durante el auge de las materias primas de 2022-2024.