El Grupo Ecopetrol presentó sus resultados consolidados correspondientes al cuarto trimestre y al año 2025, que evidencian fortaleza operativa, disciplina financiera y avances concretos en transición energética, pese a un entorno retador marcado por menores precios del crudo, presiones inflacionarias, revaluación del peso y eventos de orden público.
Línea de hidrocarburos
Reservas:
• Ecopetrol alcanzó un índice de reposición de reservas de 121%, el valor más alto de los últimos cuatro años.
• Las reservas probadas 1P cerraron en 1.944 millones de barriles de petróleo equivalente, con una vida media de 7,8 años.
• El desempeño fue impulsado por la ejecución de proyectos de recobro, cuyo aporte alcanzó niveles históricos.
Producción:
• La producción promedio del año fue de 745.000 barriles de petróleo equivalente por día (kboed), en línea con la meta propuesta y 2025, y en niveles similares a los observados en 2024, aun en un entorno de menores precios del Brent (-15%).
• La producción de crudo en Colombia alcanzó 517.000 barriles por día, la cifra más alta en cinco años.
• Este resultado obedeció al avance del recobro mejorado, el crecimiento del campo Caño Sur y la adquisición del 45% de participación en el bloque CPO 09.
Exploración:
• Se perforaron 16 pozos exploratorios frente a una meta anual de 10. Del total, 7 fueron exitosos, 5 continúan en evaluación y 4 resultaron en falla.
• En los últimos tres años, Ecopetrol ha alcanzado una tasa de éxito promedio del 44%, competitiva frente a referentes de la industria.
Transporte:
• El segmento alcanzó uno de los mejores resultados de su historia, con:
Ebitda: 11,3 billones de pesos
Utilidad neta: 5 billones de pesos.
• El sistema transportó más de 1,1 millones de barriles por día con altos niveles de confiabilidad.
• Se amplió la capacidad del sistema:
+122.000 barriles/día en oleoductos
+10.000 barriles/día en poliductos
+323.000 barriles de almacenamiento con un nuevo tanque en Pozos Colorados.Refinación:
• En 2025, la carga promedio fue de 417.000 barriles/día; en el cuarto trimestre se registró un récord de 430.000 barriles/día.
• El Ebitda del segmento creció 20% comparado con el 2024 y el margen bruto de refinación aumentó 32%, pasando de 9,9 USD/barril en 2024 a 13,1 USD/barril en 2025. La alta disponibilidad de las unidades, la optimización de las dietas, eficiencias en el uso de energía, y decisiones comerciales oportunas permitieron capturar márgenes más competitivos.
Gestión comercial:
• Se alcanzó el mejor diferencial de crudo de los últimos cuatro años: 4,6 USD/barril, dos dólares por encima de 2024, lo que fue posible gracias a la diversificación de mercados y optimización de canastas y coordinación efectiva entre las comercializadoras del Grupo Ecopetrol.
Avances en transición energética
Gas:
• Se confirmó la comercialización conjunta entre Ecopetrol y Petrobras del gas del campo offshore Sirius, con potencial de hasta 249 MPCD (millones de Pies Cúbicos por Día), clave para su entrada en operación en 2030.
• Ecopetrol fue el único productor nacional en vender volúmenes firmes para 2026: 326 GBTUD, equivalente al 76% de la demanda residencial y comercial.
• Se comercializaron 60 GBTUD de gas regasificado vía Buenaventura y hasta 370 GBTUD vía Puerto Bahía desde 2026.
Energías renovables
• Se superó la meta anual de 900 MW, con 951 MW instalados.
• Se avanzó en proyectos estratégicos como:
Granja Solar Portón del Sol, primer proyecto de autogeneración remota del país.
Decisión final de inversión del parque eólico Windpeshi (205 MW), uno de los más grandes de Colombia.
• La capacidad operativa renovable aumentó 94% y alcanzó a 381 MW en funcionamiento.
• La empresa cubrió 92% de sus necesidades energéticas con autogeneración y contratos de largo plazo, lo que redujo en 4% la tarifa de suministro interno.
• Estos resultados hacen parte del plan de transición energética de la compañía y contribuyen a reducir costos y emisiones.
Eficiencia energética:
• Se logró el 99% de la meta al 2030, con 24,9 PJ de energía evitada, equivalente al consumo anual de las ciudades de Medellín y Barranquilla.
Avances en sostenibilidad:
• Reducción de 561.000 toneladas de CO₂e, lo que representó un cumplimiento de 165% frente a la meta anual.
• Reconocimiento Gold Standard por gestión de metano otorgado por las Naciones Unidas.
• Suministro de Jet A1 coprocesado con 1% de materias primas renovables para la operación de más de 700 vuelos de LATAM.
• Reúso de 181 millones de m³ de agua, equivalente al 82% del agua requerida para operar, lo que representa un aumento en el reúso del 10% frente a 2024. Este hecho posiciona al Grupo Ecopetrol como referente global en el sector.
• Instalación del electrolizador tipo PEM más grande de Latinoamérica en la Refinería de Cartagena (800 t/año de hidrógeno verde) y potencial de reducir la emisión de hasta 7,700 toneladas de CO₂ al año.
• Liderazgo nacional en Obras por Impuestos: 154 proyectos desde 2018 por 1,4 billones (, equivalentes al 35% del total nacional) y 21 proyectos finalizados en 2025 con un impacto positivo a más de 419,000 habitantes en 31 municipios de 12 departamentos.
• Reforma estatutaria que incorpora un representante de los trabajadores a la Junta Directiva, lo que fortalece la diversidad, participación y mejores prácticas de gobierno.
Aportes al desarrollo territorial:
• Inversión de 321.000 millones de pesos en el Portafolio de Desarrollo Territorial Sostenible.
Resultados financieros
Ecopetrol gestionó eficientemente variables externas como:
• Caída del precio del Brent -15% respecto a 2024
• Revaluación del peso
• Inflación
• Afectaciones por bloqueos, ataques a la infraestructura y nuevos impuestos.
EBITDA:
• El Grupo alcanzó un EBITDA de 46,7 billones de pesos, con un margen estable de 39%, en línea con la meta anual.
• La cifra fue impulsada por la recuperación gradual de refinación, la estabilidad del transporte y 3,6 billones de pesos en eficiencias.
Utilidad neta
• La utilidad neta consolidada fue de 9 billones de pesos, cercana al plan financiero anual, aun cuando el precio promedio del Brent estuvo 5 dólares por debajo de la estimación inicial de 73 dólares por barril.
• Factores positivos:
Mejores diferenciales de crudos y productos: +2,6 billones
Eficiencias en OPEX y gestión comercial: +1,3 billones
Factores que afectaron la utilidad:
- No recurrentes: ausencia de ingresos por valoración del CPO 09 y reversión de impairment (1,6 billones en 2024). Estos elementos no implicaron salidas de caja y, por tanto, no afectaron el flujo de efectivo.
- Mercado: caída del Brent (15% anual), mayores presiones de inflación en costos y gastos, y revaluación del peso (impacto acumulado: 7,2 billones).
- Entorno: bloqueos en campo, ataques a la infraestructura y nuevos impuestos (ligados a conmoción interior e IVA no descontable a importaciones de combustibles), o que redujo la utilidad en | billones de pesos.
En total, los factores externos explican 95% de la variación anual, mientras que la actividad operacional y comercial mitigó cerca del 22% de dicha caída.
Deuda:
• El indicador Deuda Bruta/EBITDA se ubicó en 2,3 veces, por debajo del objetivo (2,5). Si se excluye ISA, considerando las necesidades de su modelo de negocio que requiere mayores niveles de apalancamiento, se reduce a 1.6 veces.
• Se mantuvo estabilidad gracias a la renegociación de tasas y optimizaciones en mercados de capital.
Flujo de caja:
• La caja cerró en 2025 en un nivel robusto de 12,7 billones de pesos, impulsada por:
Recaudo anticipado del FEPC (7,7 billones).
Optimización de costos.
Coberturas para protección ante volatilidad del dólar y precioBrent.
Compensación de impuestos (6,9 billones).
Inversiones y programa de eficiencias:
CapEx
• Inversiones orgánicas 2025: 25,3 billones de pesos (USD 6.255 millones).
71% en Colombia
29% en operaciones internacionales (Brasil 19%, EE. UU. 10%).
63% en hidrocarburos, 25% en transmisión y vías, 12% en transición energética
Plan de Eficiencias:
• Beneficios totales: 6,6 billones de pesos, 1,3 veces la meta ajustada anunciada al mercado.
• Las eficiencias en EBITDA alcanzaron 3,6 billones, 1 billón de pesos por encima de la meta. Estas eficiencias permitieron mejorar indicadores clave como la reducción del costo de levantamiento en USD 0,96/bl y una disminución de 4,8 PetaJulios en consumo de energía.
• En CapEx, las eficiencias sumaron 2,0 billones, gracias a la flexibilización del plan de inversiones, que sin afectar la actividad, logró contener aumentos en precios de materiales y reforzar la liquidez del Grupo.
• Las eficiencias en capital de trabajo alcanzaron 1 billón de pesos, impulsadas por la gestión del FEPC, la reducción de inventarios y mejoras fiscales.
Retorno al accionista
• El retorno total para accionistas locales fue de 24% y para accionistas en EE. UU. de 39%.
• Se propondrá a la Asamblea General de Accionistas del 27 de marzo una distribución de dividendos acorde con la política vigente.
Plan de Inversiones 2026
• Plan estimado entre 22 y 27 billones de pesos, con:
70% para hidrocarburos
30% para transición energética.
• El plan considera un Brent promedio de 60 USD/barril y TRM de 4.050 pesos/USD.
• Meta de margen EBITDA esperado cercano al 40%.
• Expectativa de 5,7 billones en eficiencias y aporte de 28 billones a la Nación.
• Incorporación de 750 MW adicionales en energías renovables.
• En 2026 el Grupo mantendrá foco riguroso en disciplina de capital, optimización de costos y monitoreo de la coyuntura internacional.
