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Se acentúa la caída en las utilidades de la petrolera estatal Ecopetrol. En 2025, la ganancia neta se redujo 39,5 % frente al año anterior, según las cifras oficiales reveladas por la compañía.
De acuerdo con el balance presentado este 4 de marzo, la utilidad neta fue de $9 billones, mientras que en 2024 había alcanzado los $14,9 billones. La diferencia confirma un nuevo descenso anual en los resultados de la empresa.
Con este resultado, la compañía completa otro año con menores ganancias, en un entorno marcado por la variación en los precios internacionales del crudo y el comportamiento de la tasa de cambio.
La Junta Directiva propondrá distribuir poco más de la mitad de esas utilidades, lo que implicaría un dividendo de 110 pesos por acción. De aprobarse, sería el más bajo desde 2020.
Menores ingresos con un Brent más bajo
Los ingresos de la compañía disminuyeron 10,2 %, al pasar de $133,3 billones en 2024 a $119,6 billones en 2025. El contexto internacional pesó: el precio del Brent, referencia para Colombia, bajó de 80 dólares a 68 dólares por barril.
El Ebitda también retrocedió, al pasar de $54,1 billones a $46,6 billones en el mismo periodo.
En el cuarto trimestre se concentró buena parte del impacto. Entre octubre y diciembre, la utilidad cayó 60,8 %, al ubicarse en $1,5 billones frente a los $3,8 billones del mismo lapso de 2024. En ese mismo periodo, los ingresos fueron de $28,8 billones, 17,2 % menos, y el Ebitda alcanzó $9,9 billones, con una reducción de 16,2 %.
Ricardo Roa, presidente de la compañía, explicó que varios factores incidieron en el resultado final.
“La utilidad neta se ve impactada por la tasa representativa del mercado, la referencia Brent, la inflación. Además de ellos los nuevos impuestos que se han aprobado y que han sido incorporados en nuestros resultados afectan la utilidad neta”, señaló.
Sobre la diferencia de $5,6 billones frente a 2024, precisó: “Está mostrando $6,1 billones de impacto de la diferencia en precio Brent, $0,7 billones inflación, $0,4 billones la tasa representativa del mercado, $1 billón las condiciones de entorno; tuvimos complicaciones en la logística, en la carga en las refinerías asociados a bloqueos, situaciones atmosféricas y el clima”.
Producción estable, con cambios en el mapa operativo
La producción promedio se mantuvo alrededor de 745 mil barriles equivalentes por día, en línea con el año anterior. Sin embargo, el informe detallado muestra diferencias entre regiones y segmentos.
En Colombia, la producción de gas natural cayó y algunas operaciones en el Meta y el Magdalena Medio enfrentaron afectaciones por problemas de orden público. El desempeño del campo Caño Sur ayudó a compensar parte de ese efecto.
En contraste, las operaciones de fracking en Estados Unidos registraron incrementos.
En el Permian, la producción creció 9,6 %. Para 2026 se estima que este activo aporte entre 75.000 y 78.000 barriles equivalentes por día, más del 10 % del total de la compañía. La inversión prevista allí ronda los 300 millones de dólares.
La continuidad de ese desarrollo se da en medio del debate interno sobre el futuro de esos activos en el exterior.
Reservas, transporte y refinación
En el segmento de hidrocarburos, la compañía reportó un índice de reposición de reservas de 121 %, impulsado por proyectos de recobro mejorado. Durante el año se declararon comerciales cuatro áreas exploratorias: Orca Brasil, Lorito, Toritos y Saltador.
En transporte, las inversiones y ajustes operativos ampliaron en 122 mil barriles diarios las opciones de evacuación del sistema de oleoductos. Este segmento cerró el año con una utilidad neta de $5 billones.
En refinación, las cargas promediaron 417 mil barriles diarios en 2025 y 430 mil en el cuarto trimestre. La compañía indicó que la disponibilidad de las unidades y la optimización de las dietas permitieron sostener los márgenes del negocio.
