Ecopetrol atribuyó caída en utilidades a la revaluación del peso, el IPC y los impuestos

A días de la presentación de los resultados de Ecopetrol del primer trimestre del año, el presidente (e) de la estatal petrolera, Juan Carlos Hurtado, participó en el encuentro 'Café con energía y liderazgo' organizado por el director ejecutivo de Acipet, Óscar Ferney Rincón, en el cual defendió la gestión operativa de la compañía y la reducción en las utilidades en comparación con 2025. También trazó la hoja de ruta de lo que viene en exploración y producción de crudo y gas.

Frente a la caída de 7,7% en las utilidades de Ecopetrol entre enero y marzo, Hurtado advirtió que hubo dos elementos que tuvieron un impacto considerable en ese resultado: la revaluación del peso colombiano sumada a la inflación, que generó un efecto negativo de $0,9 billones, y la carga tributaria, que restó otros $0,6 billones. Sin embargo, recalcó que, gracias a la gestión de precio y mercado, la compañía logró mitigar en $1,6 billones el golpe combinado de esos dos factores.

En materia de ebitda, Hurtado hizo una lectura más optimista y afirmó que, aunque el precio del barril en pesos pasó de $314.400 el año pasado a $290.000 este año, el margen ebitda operacional subió de 13,3% a 13,5% entre el primer trimestre de 2025 y el mismo periodo de 2026, en un contexto en que el peso también se revaluó cerca de $500 frente al dólar.

Para el presidente encargado, esa mejora demuestra la capacidad operativa del equipo de la estatal en las tres líneas de negocio: producción, refinación y transporte. "Estamos apuntándole a poder ser más eficientes", señaló.

En la conversación, también estuvo presente el vicepresidente de exploración, desarrollo y producción de Ecopetrol, Carlos Mauricio Ávila, quien destacó el desempeño en refinación, sobre la cual aseguró que la estatal alcanzó niveles históricos. Con las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja operando a plena capacidad, afirmó que la compañía está rompiendo todos los récords de refinación a nivel nacional, lo que contribuye de manera especial al resultado de ebitda.

En producción de crudo, Ecopetrol registró 520.000 barriles diarios durante el trimestre, incluyendo la producción de Hocol, lo que representó un incremento de 6.000 barriles adicionales frente al trimestre anterior. Ávila atribuyó este balance resultado al potencial que todavía tienen por desarrollar los campos actuales, pero indicó que todavía persiste un reto estructural: la declinación promedio de los campos de crudo es de alrededor de 18%, traducido en una pérdida anual de entre 95.000 y 100.000 barriles si no se sostiene la inversión y la gestión de activos.

El vicepresidente también afirmó que hasta 85% de la producción de crudo proviene de los campos del Meta, donde el desempeño ha sido particularmente sólido. Mientras Caño Sur registró un repunte de 50.000 barriles por día y Acacías superó los 33.000 barriles, en Rubiales apuntan a recuperar el umbral de los 100.000 barriles.

No obstante, Ávila reconoció que los campos del Magdalena Medio enfrentan dificultades asociadas a su nivel de madurez y al reto que representan en términos de costos de producción, lo cual motivó a la estatal a cerrar acuerdos con Parex para aprovechar su experiencia en optimización y recobro mejorado. La inversión conjunta en esa región supera los US$340 millones, lo que, según el vicepresidente, se traduce en más equipos con actividad y mejores resultados exploratorios.

Sobre los repuntes en los costos, Hurtado identificó a la energía eléctrica como uno de los principales focos de presión, pues aseguró que el costo del kilovatio hora representa en promedio 30% del costo de levantamiento de la compañía y, en campos estratégicos, puede llegar hasta 50%. Ante eso, precisó que Ecopetrol está buscando implementar tecnologías que reduzcan los costos de dilución y mejorar la eficiencia en mantenimiento de subsuelos, con el objetivo de proteger los márgenes campo por campo.

En gas, la situación es más compleja. Según explicó el directivo, la producción comercializada en diciembre de 2025 y enero de 2026 estuvo por debajo de los niveles históricos, en parte por una caída puntual en la demanda que históricamente se registra a final e inicio de año, pero que en esos meses fue particularmente pronunciada. Desde entonces, la demanda ha venido creciendo.

Con respecto a las alertas por la demanda de gas que generará la llegada del fenómeno de El Niño hacia el segundo semestre del año, Hurtado anunció que el pilar exploratorio es el pozo Sirius, cuyo desarrollo avanza de acuerdo con el cronograma establecido. Asimismo, detalló que la estatal ha ha encontrado oportunidades adicionales: de los cinco pozos perforados este año, uno arrojó resultados exitosos en sistemas aislados e independientes de Sirius, lo que, a su juicio, representa más gas disponible por vías alternativas.

A esto se suman los procesos de exploración en los pozos Copoazú y Sandía, además de otros cinco a siete pozos adicionales que están pendientes por perforar antes de cerrar el año.

En cuanto a los factores de recobro, Ávila advirtió que el factor promedio actual de los campos es de 18% y, con las reservas actuales la compañía, proyecta llegar a 22%. Aun así, indicó que, en comparación con los campos de otros países, Ecopetrol tiene capacidad para alcanzar hasta 30%, lo que abriría un margen de producción adicional significativo sin necesidad de nuevos descubrimientos.

En exploración, el foco está repartido en varias apuestas simultáneas. Tanto con los trabajos con Parex en Putumayo, donde hay dos pozos exploratorios en proceso de maduración, como los desarrollados en Casabe, donde el acuerdo incluye oportunidades adicionales, la estatal busca ampliar su producción de crudo en el futuro.

A su vez, avanza en la evaluación del pozo Andina Limón en Capachos que, además de gas. apunta a encontrar crudo, y mantiene actividad en las áreas de Tinamú y Magnus. La estrategia, dijo Ávila, es gestionar la mayor parte de esa actividad a través de socios y asociaciones con otros actores del sector, con el objetivo de distribuir el riesgo y ampliar el alcance exploratorio.

Hurtado cerró la conversación con una perspectiva de mediano plazo y afirmó que "desde 2023, hemos venido aumentando los equipos de perforación y 80% del presupuesto de inversiones está asociada a la línea de hidrocarburos; por lo que, en los segmentos de exploración y producción, refinación y transporte se ha invertido más capital".