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Ecopetrol reporta utilidades netas por COP 4.8 billones en el tercer trimestre, un crecimiento del 86%
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Ecopetrol reporta utilidades netas por COP 4.8 billones en el tercer trimestre, un crecimiento del 86%
Nov 12, 2026
- En exploración se anticipó el 100% de la meta para 2026, con la perforación de 9 pozos entre enero y septiembre.
- La producción de hidrocarburos se ubicó en 747 mil barriles de petróleo equivalente por día, un 6% más frente al segundo trimestre de 2026.
- El margen bruto de refinación alcanzó un nivel récord de USD 45.6 por barril.
El Grupo Ecopetrol presentó sus resultados financieros y operativos correspondientes al tercer trimestre de 2026, con un importante crecimiento de las utilidades y un destacado desempeño operativo en los distintos segmentos, que evidencian la generación de mayor valor para el país.
Resultados financieros
Un modelo integrado que responde a los desafíos. Ante la maduración de los campos y la presión sobre la producción base, los segmentos de refinación, transporte y comercialización sostuvieron la generación de valor. El trimestre cerró con una utilidad neta de COP 4.8 billones y un margen EBITDA del 45%. Los resultados del trimestre incluyen un mes de aporte de Brava a partir de su adquisición.
- Ingresos: En el tercer trimestre de 2026 alcanzaron COP 35.1 billones, un aumento de 18% frente al mismo trimestre de 2025.
- EBITDA: Alcanzó COP 15.9 billones, 29% más que en el tercer trimestre de 2025 con un margen EBITDA del 45% (mejora de 4 puntos porcentuales). El EBITDA acumulado a septiembre fue de COP 47 billones: exploración y producción aportaron el 50%; refinación, el 19%; transporte, el 16%; y transmisión y vías, el 15%.
- Utilidad Neta: Fue de COP 4.8 billones, 86% más que en el tercer trimestre de 2025. Entre enero y septiembre alcanzó COP 13.7 billones, un crecimiento anual de 83%, que incluye un aporte de COP 100 mil millones tras la adquisición de Brava; este comportamiento se explica por el mayor precio del Brent y la mejora de los precios de los productos refinados que aportaron COP 13.5 billones, los cuales compensaron los menores precios de venta de la canasta de crudos y otros efectos negativos tales como:
- Tasa de cambio e inflación: impacto negativo de COP 4.1 billones por menor tasa de cambio y el aumento de los costos por inflación.
- Impuestos: impacto negativo de COP 2.1 billones por mayor carga tributaria por el impuesto al patrimonio y el aumento de la sobretasa de renta, del 0% en 2025 al 15% en 2026, según la proyección del precio del Brent.
- Operación: impacto negativo de COP 1.2 billones, principalmente por menores ventas asociadas a la disminución de la producción.
- Caja y liquidez: Al cierre de septiembre, el saldo de caja fue de COP 16.3 billones. El flujo de caja operativo acumulado alcanzó COP 22 billones y respaldó las inversiones, las obligaciones financieras y el pago de dividendos. La cuenta por cobrar al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) cerró en COP 11.4 billones, que incluyen cerca de COP 1.6 billones pendientes de pago del primer trimestre de 2025. Asegurar su recaudo sigue siendo una prioridad para proteger la liquidez de Ecopetrol y por eso se trabaja con el Ministerio de Hacienda en mecanismos claros para viabilizar la monetización de la cuenta pendiente y de los saldos a favor de impuestos.
- Deuda: La relación entre deuda bruta y EBITDA se ubicó en 2.1 veces para el Grupo y 1.5 veces sin ISA. Estos niveles reflejan la consolidación y financiación de Brava y se mantienen dentro del límite superior de 2.5 veces.
- Inversiones: La inversión orgánica acumulada a septiembre fue de USD 4.766 millones. El 65% se destinó a hidrocarburos; el 27% a transmisión y vías; y el 8% a energías para la transición. Por geografía, el 65% se ejecutó en Colombia y el 35% en operaciones internacionales. Adicionalmente, se realizaron USD 1.420 millones en inversiones inorgánicas, que incluyen la adquisición de Brava, la participación en activos de Madeira en ISA Brasil y el aporte de entrada del proyecto Génova.
Resultados operativos
- Exploración: Se perforaron 9 pozos durante los nueve meses del año con lo que se anticipó el 100% de la meta para el 2026. Se espera perforar 3 pozos adicionales en el cuarto trimestre de 2026. Se destaca la aprobación por parte de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del plan de desarrollo de Orca en Brasil.
- Producción: Se destaca el aporte de la nueva subsidiaria Brava Energía, con 39 mil barriles contribuyendo a una producción total del Grupo Ecopetrol que alcanzó 747 mil barriles de petróleo equivalente por día, (+6% vs 2T26). La producción nacional ha tenido una recuperación gradual compensado parcialmente por la declinación natural de los campos y otras restricciones operativas. Continúa el plan de aseguramiento de la producción nacional apalancado en nuevas facilidades de manejo de agua, el desarrollo de nuevos pozos en activos estratégicos y el avance de iniciativas de recobro mediante la inyección de agua en CPO-09, lo que fortaleció el sostenimiento de la producción base a través de intervenciones a los pozos.
- Refinación: Se registró otro trimestre récord con un incrementó de 427% del EBITDA versus el tercer trimestre de 2025 que alcanzó COP 4.1 billones con un margen EBITDA de 19%. El margen bruto de refinación récord alcanzó 45.6 USD/Bl (+219% vs 3T25), respectivamente. En los nueve meses del 2026 se apalancaron buenos niveles de cargas consolidada promedio de 423 mil barriles por día (+3% vs.9M25).
- Transporte: Se transportaron en lo corrido del año más de 1.1 millones de barriles por día (+1.2% versus 9M25). Desempeño sólido y estable que se ha apoyado en la flexibilidad comercial y operativa para incorporar nuevos volúmenes, movilizar crudo importado y optimizar corredores logísticos e inventarios.
- Gestión Comercial: Durante el tercer trimestre de 2026, la gestión comercial respondió de manera efectiva a un entorno de alta volatilidad, que articuló acciones para asegurar el abastecimiento y la continuidad operativa y diversificó mercados, clientes y destinos. Esto contribuyó a alcanzar una canasta de venta combinada de crudos y de productos de 110.3 USD/Bl (+50% vs 3T25).
Avances en otras energías
- El entorno geopolítico ha generado aumentos en el precio del Gas Natural Licuado (GNL) entre octubre de 2025 y octubre de 2026, superiores al 196%. En este contexto, Ecopetrol optó por una postura disciplinada y decidió no continuar con dichos procesos de compra. Se avanza en la revisión de opciones de suministro de gas que se encuentren alineadas con el inicio de la operación de la infraestructura de regasificación del país.
- Gas: Fuimos el único oferente de volúmenes de gas en firme de largo plazo durante el trimestre con 293 GBTUD y se asignaron volúmenes adicionales de Cupiagua. Gracias a un conjunto de acciones planeadas y anticipadas se cumplió con el compromiso de atender la demanda de gas del país.
- SPEC: Se aportó al mercado 97 GBTUD durante el mantenimiento de SPEC y se incrementó en 5GBTUD la disponibilidad durante la contingencia operativa de gas presentada en septiembre para atender la demanda regulada y el Sistema de Transporte Nacional. Adicionalmente, en octubre se incrementó 5BGTUD con el objetivo de apoyar la estabilidad operativa de los gasoductos.
- Eficiencia Energética: Se lograron ahorros acumulados por COP 68.000 millones con la optimización energética de 2.6 PJ, energía equivalente a 1.8 veces el consumo anual del campo Rubiales.
- Cobertura de la demanda eléctrica: Se lograron tarifas un 8.5% más bajas que las del mercado regulado, por la gestión activa de contratos.
