"En cuatro años estamos entregando unos $180 billones en transferencias a la Nación"

Ecopetrol no solo es la principal empresa del país, sino también el mayor contribuyente a las finanzas públicas del Estado colombiano.

Aunque en 2025 sus utilidades cayeron a $9 billones, con una variación negativa cercana a 40%, la petrolera sigue siendo una de las joyas de la corona de la economía nacional y mantiene amplias oportunidades en energías renovables, así como en proyectos internacionales, entre ellos una eventual reactivación de negocios energéticos con Venezuela.

Ricardo Roa, presidente de la petrolera estatal, habló sobre su desempeño al frente de la compañía y explicó el peso que tiene la “Iguana” en términos de regalías, impuestos y dividendos para el país. También se refirió a la posibilidad de retomar negocios energéticos con el vecino país.

Acaba de presentar los resultados de la gestión de 2025 y, desde afuera, la gente suele comparar cifras como utilidades o ventas entre años. ¿Cuál es el balance general que hace, como cabeza de Ecopetrol?

Permítame compartir algunas cifras que acompañan los resultados de esta gestión. No se trata solo de explicar el balance de 2025, sino también de reflejar el trabajo realizado durante estos casi tres años al frente de la compañía.

Los números son sencillos. En 2022 teníamos una producción de 709.000 barriles por día, con una Tasa Representativa del Mercado por encima de $4.400 y un precio del brent cercano a US$102 por barril. Esto reflejó un costo del barril de crudo en pesos de alrededor de $421.500.

Hoy el dólar está cerca de $3.600 y el precio del crudo ronda los US$68 por barril, lo que genera una afectación importante en los ingresos y, por supuesto, en la utilidad. Cerca de 78% de esa variación se explica por factores como la tasa de cambio, el precio internacional del crudo, la inflación y los impuestos que hemos tenido que asumir durante el último año.

En el mundo, las petroleras registraron el año pasado una caída de 27% en su Ebitda, lo que también impactó sus ingresos y utilidades. Seguramente no todas tienen que convertir su contabilidad a pesos colombianos, lo que introduce un efecto adicional en nuestro caso, pero en general existe una afectación global.

Ese dato lo menciono con base en el análisis de unas 10 o 12 compañías petroleras a nivel mundial, tanto nacionales como internacionales, que reportaron resultados similares, con una caída cercana a 27% en sus utilidades asociada principalmente a la reducción de los precios en el mercado.

¿En qué proporción afecta la revaluación del peso en las utilidades de Ecopetrol?

Estamos viendo efectos, para el último año, cercanos a 12% que, sumados a 15% de la caída del brent, dan un efecto total de 25% sobre los ingresos, sobre el Ebitda y, de ahí para abajo, sobre la utilidad neta.

¿Cuánto está pagando en impuestos Ecopetrol?

El año pasado pagamos $4,5 billones solo en IVA. En total, estamos cerca de pagar $20 billones al año en impuestos. A eso hay que sumarle las regalías y las utilidades.

Miren el período que quieran o las ventanas de tiempo que prefieran de los gobiernos anteriores. Jamás en la historia Ecopetrol había entregado a la Nación, entre impuestos, regalías y dividendos, transferencias por montos como los actuales. El año pasado fueron $35 billones.

Si se suman los cuatro años de este gobierno, estaremos entregando transferencias a la Nación, entre impuestos, regalías y utilidades, por cerca de $180 billones. Tengo las cifras de los gobiernos anteriores: en el período de Iván Duque fueron $81 billones en cuatro años, mientras que en el último período de Juan Manuel Santos fueron $79 billones.

Ahora estamos entregando cerca de $180 billones en transferencias a la Nación, lo que demuestra solidez, capacidad y la posibilidad de generar valor tanto para el país como para los accionistas.

¿Existe la posibilidad de que Colombia vuelva a producir un millón de barriles diarios y proyectar su venta con un precio del crudo cercano a los US$80?

En los ejercicios que hemos hecho sobre nuestra capacidad y habilidad para producir de manera autónoma, la meta en el mediano y largo plazo es alcanzar entre 720.000 y 730.000 barriles diarios.

Naturalmente, si las condiciones de precios se mantienen favorables, seguiremos apostándole a ubicarnos en el rango en el que estuvimos el año pasado, entre 740.000 y 750.000 barriles por día. Esa es la apuesta que estamos haciendo.

Por supuesto, también influyen algunas decisiones de política sectorial. No solo en este Gobierno, sino desde 2016 no se realiza un nuevo contrato ni una ronda de asignación de áreas de exploración. Por eso, cuando llegué a la presidencia de Ecopetrol, asumí el compromiso de ser mucho más asertivo y efectivo en la actividad exploratoria.

Hoy estamos registrando una tasa de éxito en la campaña exploratoria cercana a 44%. La empresa venía teniendo niveles de efectividad entre 24% y 25%. Esto ha sido posible gracias a mayores inversiones y a una focalización más estratégica de la exploración. Estamos trabajando dentro de los 48 contratos vigentes y en más de dos millones de hectáreas que tenemos en el país para buscar petróleo y gas.

La exploración no se ha detenido por el hecho de que no existan nuevos contratos. En los actuales estamos siendo más exitosos, estamos invirtiendo más y también estamos extrayendo más crudo y gas de los campos existentes. Esto se logra a través del recobro mejorado. De hecho, ya entramos en una etapa de recobro mejorado terciario, que el año pasado aportó cerca de 143 millones de barriles al índice de reposición de reservas.

¿Debería reforzarse la estrategia de fracking? ¿Debería potenciarse el Permian?

Bueno, allí hay una sociedad de riesgo con nuestro aliado Oxy. Existen planes de desarrollo y de inversión que se ejecutan de manera conjunta. Estos activos tienen la particularidad de que producen y son rentables en la medida en que se perfora, se extrae y se mantiene la actividad operativa. Son activos de corta duración, distintos a los de los yacimientos convencionales.

Por esa razón, la explotación está supeditada al acuerdo de desarrollo y al plan de trabajo que se suscribe con el socio. Ese compromiso se viene cumpliendo y, en esa medida, hoy estamos registrando niveles de producción cercanos a los 12.000 barriles diarios desde esa cuenca, en los dos activos: Midland Basin y Delaware Basin.

Esto responde precisamente a la planeación y a la aprobación que cada año se realiza sobre el plan de desarrollo, que incluye el número de taladros y las actividades de extracción de crudo que deben ejecutarse en los campos.

¿Como presidente de Ecopetrol ha cambiado su percepción sobre el fracking?

Soy absolutamente juicioso y respetuoso de las políticas públicas. Si en el país existe una política de no desarrollar activos o inversiones asociadas al fracking, no voy a ejecutarlas. Desde el punto de vista científico y técnico, sé que existen desarrollos tecnológicos alrededor de esta actividad y que no depende únicamente de que se trate de fracking, sino también de las condiciones del lugar donde se pretende aplicar la tecnología.

Por ejemplo, realizar fracking en extensiones desérticas de Houston, donde incluso muchas veces los propietarios de la tierra también lo son del subsuelo, plantea un contexto completamente distinto. Desde lo técnico, tecnológico y científico, la explotación de esos activos tiene características diferentes. Allí la operación se realiza de manera más limpia y con bajas emisiones al sistema o a la atmósfera.

En Colombia, en cambio, sería prácticamente imposible replicar esas condiciones en las zonas donde preliminarmente se habían planteado pilotos. Cuando llegué a la presidencia de Ecopetrol, esos pilotos ya no estaban en marcha. Los contratos se habían cerrado y se habían finiquitado todos los pasivos ambientales, sociales y económicos asociados.

Por esa razón me mantuve en la línea de no promover ni buscar inversiones relacionadas con la explotación de recursos no convencionales. Puede que exista un potencial importante, pero este tipo de tecnologías también tiene efectos ambientales y físicos sobre el territorio.

Con el petróleo pasando de cerca de US$60 a niveles alrededor de US$80 por la tensión geopolítica global, ¿cómo cambia este nuevo escenario las decisiones de la empresa en lo que resta del gobierno?

Desde Ecopetrol estamos observando un escenario muy parecido al que se vivió hace cuatro años, cuando comenzó la guerra entre Ucrania y Rusia. Si esta situación se mantiene en el tiempo, tendremos que hacer una revisión juiciosa de nuestro plan de inversiones.

Este año tenemos previsto invertir cerca de US$6.600 millones. En los últimos tres años hemos invertido alrededor de US$20.000 millones. Si las condiciones actuales de precios se mantienen estables, habría que revisar rápidamente dónde están las mejores oportunidades para explotar recursos, e incluso evaluar la reactivación de algunos pozos que, con precios bajos, no resultan atractivos ni rentables.

Lo haremos manteniéndonos dentro de las métricas que hemos anunciado al mercado para el mediano y largo plazo. El año pasado, por ejemplo, enfrentamos una situación totalmente distinta: el precio del crudo cayó a niveles cercanos o inferiores a US$60 por barril. En ese momento hicimos una pausa para revisar el plan y adoptamos un programa más estricto de eficiencia.

Gracias a esas medidas logramos cerrar el año con ahorros cercanos a $6,6 billones. Por eso, dependiendo de cómo evolucionen las condiciones del mercado, tendremos que evaluar nuevamente la asignación de Capex y nuestras prioridades de inversión.

Si este escenario de precios se mantiene, podríamos acercarnos hacia finales de 2026 a condiciones similares a las de 2022, cuando la compañía registró los mayores ingresos, el Ebitda y las utilidades más altos de su historia. En ese momento coincidieron un dólar cercano a $4.800 en algunos meses y precios del crudo por encima de US$102 por barril.

¿Qué posibilidades ve Ecopetrol frente a la reactivación de Venezuela?

Me sentí muy honrado de integrar la comitiva que acompañó al presidente Petro a la reunión con el presidente Trump. En un encuentro cercano, pequeño, pero muy ameno y respetuoso, tuve la oportunidad de presentarle directamente nuestras expectativas frente a Ecopetrol.

La situación política en Venezuela cambió completamente y también el contexto geopolítico. Hoy se habla de inversiones cercanas a US$100.000 millones en los próximos cinco años para reactivar su sector energético. Para un grupo empresarial del tamaño y la capacidad de Ecopetrol en las industrias del petróleo, el gas y la electricidad, resulta natural aspirar a participar en ese proceso y acompañar la reactivación de la economía venezolana.

Hemos identificado un portafolio importante de oportunidades. En Venezuela necesitan electricidad y en Colombia necesitamos gas. Ellos cuentan con crudos pesados que podemos refinar, y también con crudos livianos en la frontera. En ese escenario se abre una amplia gama de proyectos potenciales de cooperación energética entre ambos países.

¿Se puede seguir con la reactivación del oleoducto?

Siempre he señalado que hay tres factores que hoy todavía impiden reactivar el contrato de importación de gas que tenemos con Pdvsa, suscrito en 2007 y vigente hasta 2027.

El primero son las restricciones internacionales. La semana pasada radicamos nuevamente ante la Ofac una solicitud para que se nos permita realizar transacciones con el gobierno de Venezuela y con Pdvsa.

El segundo es el estado del gasoducto, que hoy no cuenta con la integridad ni con la capacidad mecánica necesarias para importar gas. Y el tercero tiene que ver con la nueva ley de hidrocarburos de Venezuela, que permite que no solo Pdvsa, sino también actores privados, puedan participar en la exportación de gas.

Aun así, vemos varias oportunidades. Venezuela necesita electricidad y Colombia requiere gas. Ellos tienen crudos pesados que podemos refinar y también crudos livianos en la frontera. Además, contamos con un activo muy importante como ISA, que abre posibilidades en transmisión de energía y telecomunicaciones.

También está la opción de participar en el negocio de Monómeros y contribuir a recuperar su capacidad y su buen nombre, como lo tuvo en el pasado.

¿Sí avanzó Ecopetrol en el tema de energías renovables?

Hoy hemos avanzado en una transición importante. Nuestra meta era incorporar 900 megavatios de energías limpias, principalmente solar y eólica, hacia 2030. Sin embargo, al cierre del año pasado ya habíamos alcanzado 951 megavatios de energía limpia instalada. Esto significa que la energía que antes costaba entre $500 y $600 por kilovatio hora, ahora tiene un costo cercano a $300 por kilovatio hora. Eso nos ha permitido generar ahorros significativos, tanto en costos como en emisiones.

Además, esta transición ha contribuido a reducir el peso que tiene la energía dentro de los costos de producción de crudo. El año pasado incluso alcanzamos anticipadamente la meta que teníamos para 2030 en reducción de consumo energético: 25 petajulios.

Para ponerlo en contexto, 25 petajulios equivalen a la energía que consumirían 383.000 vehículos de pasajeros durante un año en una ciudad como Bucaramanga. Gracias a estas eficiencias hemos logrado disminuir las emisiones a la atmósfera en 1,76 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente.

EL PERFIL

Es ingeniero mecánico de la Universidad Nacional, especializado en sistemas gerenciales de ingeniería, con más de 30 años de trayectoria profesional. Reconocido experto en la industria energética, en los últimos 15 años ha ocupado cargos de alto nivel en empresas de energía y gas en Colombia, Perú, Guatemala y Honduras. A lo largo de su carrera ha impulsado estudios e iniciativas en proyectos de generación y eficiencia energética, además de liderar transformaciones estratégicas en compañías del sector. Fue el gerente del Grupo Energía de Bogotá, GEB, y Transportadora de Gas Internacional, TGI.