Una semana después de que el entonces presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, anticipara que los resultados financieros “le dolerían a muchos” y asegurara que serían “extraordinarios”, la empresa confirmó un aumento de 235 % en su utilidad neta durante el segundo trimestre de 2026.
El presidente encargado de la compañía, Juan Carlos Hurtado, informó que la petrolera obtuvo una utilidad de $6,1 billones, mientras que los ingresos operacionales ascendieron a $40,1 billones.
“Tenemos un resultado de utilidad neta con un crecimiento de 235 %. Los ingresos crecieron un 35 % y el EBITDA un 59 %”, afirmó.
El precio del petróleo compensó parte de la caída de la TRM
Durante la presentación de resultados, Hurtado explicó que dos variables fueron determinantes para el desempeño financiero: el comportamiento del precio internacional del petróleo y la tasa representativa del mercado (TRM).
Según indicó, mientras el precio del Brent en dólares aumentó 40 % frente al segundo trimestre de 2025, la TRM registró una reducción cercana a 590 pesos, equivalente a una caída de aproximadamente 14 %.
“Si miramos el Brent en pesos solo subió un 25 %”, señaló el directivo, al explicar que este comportamiento puede estar relacionado con el crecimiento de los ingresos y del EBITDA registrados durante el periodo.
Gestión comercial y eficiencias operativas
El presidente encargado sostuvo que los resultados también reflejan el trabajo realizado por la compañía para mejorar la eficiencia operativa y fortalecer la gestión comercial.
“El EBITDA creció un 59 % y los ingresos un 35 %, lo que refleja un mejor comportamiento dada todas las actividades de eficiencia de trabajo a nivel operativo y de cada una de las organizaciones para capitalizar el precio y mitigar la caída de la TRM”, indicó.
Añadió que la compañía logró mejorar la comercialización de sus productos y la administración de inventarios, como parte de las acciones implementadas para responder a las condiciones del mercado.
El resultado estuvo respaldado, en primer lugar, por el comportamiento del precio internacional del petróleo. El Brent promedió 96,7 dólares por barril durante el trimestre, un 45 % más que en 2025, impulsado por tensiones geopolíticas en Medio Oriente y preocupaciones sobre la seguridad de los flujos de exportación desde la región del Golfo.
Ecopetrol precisó que este fortalecimiento del precio se vio parcialmente contrarrestado por el deterioro del diferencial de sus crudos, que pasó de -3,71 a -6,57 dólares por barril, asociado a una mayor oferta de crudos venezolanos en los mercados donde compite la compañía.
Juan Carlos Hurtado Parra, presidente encargado de Ecopetrol, indicó en el informe de resultados que “los resultados del Grupo Ecopetrol al cierre del primer semestre de 2026 reflejan la capacidad para maximizar los resultados de nuestra estrategia integrada”.
Ecopetrol también reportó el pago del 100 % de los dividendos decretados a sus accionistas, por 5,0 billones de pesos, y un saldo en caja de 11,3 billones de pesos al cierre de junio.
Producción a la baja pese a las ganancias
La producción de hidrocarburos retrocedió durante el trimestre. El Grupo Ecopetrol produjo 705.800 barriles equivalentes de petróleo por día, una caída del 6,6 % frente al segundo trimestre de 2025, equivalente a 49.700 barriles menos.
Ecopetrol S.A. aportó 582.700 barriles diarios de ese total, con una reducción del 2,1 % frente al año anterior.
La compañía atribuyó esta disminución a tres factores principales. El primero fue una menor producción internacional en la cuenca del Permian, en Estados Unidos, que aportó 80.800 barriles diarios, un 30 % menos que en 2025, en línea con el nivel de actividad planeado por la compañía.
El segundo factor estuvo relacionado con la declinación natural de gas en campos del Piedemonte y en el activo Bonga-Mamey, además de restricciones operativas en el campo Bullerengue por parte del operador.
El tercer elemento correspondió a la filial Hocol, que produjo 31.700 barriles diarios, un 10,5 % menos, debido a fallas en pozos de alto potencial en el Tolima, eventos eléctricos en el campo Guarrojo y la finalización del contrato de asociación Río Páez.
El informe precisó que los eventos de entorno generaron un impacto acumulado de 1,3 millones de barriles en la producción durante el primer semestre, concentrado en mayo y junio, por bloqueos en los campos de CPO-9, Chichimene y Castilla, en el departamento del Meta.
El crecimiento esperado en crudo nacional en esos campos, con el que la compañía proyectaba compensar la declinación natural de la producción —cercana al 18 % en Ecopetrol S.A.— y el menor aporte del Permian, se desplazó por esos eventos de entorno y por afectaciones eléctricas en las operaciones.
En materia de exploración, Ecopetrol finalizó la perforación de ocho pozos exploratorios durante el primer semestre. De ellos, dos resultaron exitosos: Copoazú-1, en el bloque GUAOFF-0, operado por Petrobras con 44,44 % de participación y Ecopetrol con 55,56 %; y Bisbita Sur-1 ST2, en el bloque Llanos 123, operado por Geopark en asociación con la filial Hocol.
Otros dos pozos quedaron en etapa de evaluación y cuatro fueron declarados secos, entre ellos Manacus-1, en el bloque CPO-9, operado en su totalidad por Ecopetrol.
El costo de levantamiento del Grupo Ecopetrol subió a 13,68 dólares por barril durante el trimestre, un 14,3 % más que en 2025, debido al efecto de la apreciación del peso frente al dólar.
La compañía indicó que sus iniciativas de reducción de costos permitieron una disminución de 0,20 dólares por barril frente al periodo anterior.
Refinación, con el mejor resultado de su historia
El segmento de Refinación registró el mejor desempeño histórico de la compañía. La carga consolidada de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena alcanzó 438.600 barriles diarios, el mayor nivel trimestral registrado, con un aumento del 6 % frente al segundo trimestre de 2025 y una disponibilidad operacional cercana al 94 %.
El margen bruto integrado de refinación llegó a 29,8 dólares por barril, una cifra récord para la compañía y más del doble frente al mismo periodo de 2025. Este resultado estuvo impulsado por el fortalecimiento de los precios internacionales de productos como diésel, jet y gasolina.
La Refinería de Barrancabermeja alcanzó una carga récord de 244.900 barriles diarios, un 11,4 % más que en 2025, y obtuvo un margen bruto de 28,4 dólares por barril, también el más alto registrado para esta planta.
Por su parte, la Refinería de Cartagena reportó una carga de 193.600 barriles diarios y un margen bruto de 31,6 dólares por barril, alcanzando igualmente el mejor resultado de su historia.
El segmento reportó, además, dos hitos comerciales durante el trimestre. El primero fue la primera venta internacional directa de coque a Japón, realizada el 10 de junio. El segundo correspondió a la primera venta nacional e internacional de azufre sólido, registrada el 21 de mayo, luego de la entrada en operación de una nueva planta de peletizado en la Refinería de Cartagena.
La filial petroquímica Esenttia registró ventas de 115.900 toneladas de polipropileno, lo que representó un incremento del 21 % frente al mismo periodo de 2025.
En materia financiera, el segmento de Refinación alcanzó un EBITDA de 3,1 billones de pesos, más de tres veces el registrado en el segundo trimestre de 2025. Además, pasó de una pérdida neta de 379.000 millones de pesos en 2025 a una utilidad neta de 1,5 billones de pesos en 2026.
Transporte, gestión comercial y afectaciones a la infraestructura
El segmento de Transporte y Logística movilizó 1.125.100 barriles diarios durante el trimestre, un 3,8 % más que en 2025, impulsado por la incorporación de nuevos volúmenes y la optimización de corredores operativos.
Dentro de estos resultados, la línea Ayacucho–Coveñas de 24 pulgadas alcanzó en junio un récord de 100.000 barriles diarios, el mayor volumen registrado desde la implementación del bombeo dual.
El informe también documentó afectaciones ocasionadas por terceros sobre la infraestructura de transporte. Durante el trimestre se registraron dos eventos, mientras que en lo corrido del año se contabilizaron siete, frente a ocho y veinte eventos, respectivamente, en los mismos periodos de 2025.
El retiro de válvulas ilícitas instaladas en la red aumentó un 101 % durante el trimestre y un 93 % en el semestre. Según Ecopetrol, esta instalación de válvulas restringió cerca de 11.500 barriles diarios durante el primer semestre, principalmente en el sistema Pozos–Galán.
La compañía indicó que reforzó el monitoreo tecnológico y la vigilancia territorial en coordinación con la fuerza pública para reducir el impacto de estas afectaciones sobre la operación.
El EBITDA del segmento de Transporte presentó una caída del 15,8 % en el trimestre, hasta 2,4 billones de pesos, debido a menores ingresos asociados a una tasa de cambio más baja y a la liberación de capacidad en el Oleoducto Caño Limón–Coveñas.
En el frente comercial, el Grupo Ecopetrol alcanzó ingresos por 9.100 millones de dólares en sus operaciones de trading, un 56 % más que en el segundo trimestre de 2025 y el segundo mejor resultado trimestral desde 2022.
Este comportamiento estuvo relacionado, en parte, con la operación de sus filiales comerciales ubicadas en Houston y Singapur. La compañía también consolidó una nueva estrategia de comercialización internacional de petcoke, con la que busca asumir hasta el 100 % de la venta de su producción a partir de 2030.
Impuestos: la tasa efectiva subió por el gravamen al patrimonio
La tasa efectiva de tributación de Ecopetrol aumentó a 37,2 % durante el trimestre, frente al 34,3 % registrado en el segundo trimestre de 2025. En el acumulado del semestre llegó a 37,1 %, mientras que en 2025 había sido del 32,5 %.
La compañía explicó que este incremento estuvo relacionado con el reconocimiento del impuesto al patrimonio decretado por el Gobierno para 2026, el cual no es deducible del impuesto de renta, además de una mayor sobretasa del impuesto de renta.
Esta sobretasa pasó de 0 % a 10 % en junio de 2026 para Ecopetrol S.A. y su filial Hocol.
Al cierre de junio, la compañía había reconocido en sus resultados 585.000 millones de pesos por el impuesto al patrimonio, de un total de 1,15 billones de pesos que reconocerá durante 2026.
Este gravamen también tuvo impacto en los resultados de los segmentos de Transporte y de Transmisión y Vías, que reportaron el gasto correspondiente dentro de sus estados financieros individuales.
Deuda, caja y el Fondo de Estabilización de Precios
El saldo de la deuda del Grupo Ecopetrol al cierre del semestre se ubicó en 104,9 billones de pesos, equivalentes a 30.500 millones de dólares. De ese monto, 10.000 millones de dólares corresponden a la deuda consolidada del Grupo ISA.
El indicador de deuda bruta sobre EBITDA se ubicó en 2,0 veces, una cifra inferior al límite superior de 2,5 veces establecido por la compañía para 2026. Por su parte, el indicador de deuda neta sobre EBITDA fue de 1,8 veces y la relación entre deuda y patrimonio llegó a 1,0 veces.
La caja consolidada del grupo cerró el semestre en 11,3 billones de pesos. Según el informe presentado por la compañía, la principal fuente de liquidez provino de las actividades operativas, el recaudo del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) y la redención de títulos del portafolio de inversión.
Entre las principales salidas de efectivo estuvieron el pago de dividendos, los desembolsos de capital de inversión y el pago de intereses asociados a la deuda.
La cuenta por cobrar al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) alcanzó 8,0 billones de pesos al cierre de junio, lo que representó un aumento de 3,8 billones frente al mes de marzo, debido a la causación del periodo relacionada con los mayores precios internacionales de referencia.
Ecopetrol proyecta que este saldo se ubique entre 8 y 12 billones de pesos al cierre de 2026. Durante el trimestre, el Ministerio de Hacienda realizó un pago de 1 billón de pesos correspondiente al segundo trimestre de 2025, mediante títulos TES de corto plazo.
El patrimonio del Grupo Ecopetrol llegó a 109,6 billones de pesos al cierre del trimestre, un 4,6 % más frente al registrado en marzo. De este valor, el 77 % correspondió a los accionistas de Ecopetrol y el 23 % restante al interés no controlante en las filiales.
Programa de eficiencias e inversiones
Ecopetrol reportó eficiencias por 2,6 billones de pesos durante el primer semestre mediante su Programa de Eficiencias. De este monto, el 63 % tuvo impacto en el EBITDA, el 20 % en el capital de inversión y el 17 % en el capital de trabajo.
La compañía destacó diferentes iniciativas dentro de este programa, entre ellas la optimización de la dieta de la Refinería de Cartagena, el reúso de materiales utilizados en mantenimientos de pozos y un ahorro de 1,6 petajulios gracias a medidas de eficiencia energética implementadas durante el año.
Las inversiones orgánicas realizadas durante el semestre sumaron 2.985 millones de dólares, equivalentes a 10,9 billones de pesos. Del total ejecutado, el 71 % se destinó a operaciones en Colombia y el 29 % restante a actividades internacionales, principalmente en Brasil.
El negocio de Hidrocarburos concentró la mayor parte de estas inversiones, con 1.869 millones de dólares, seguido por Transmisión y Vías, con 866 millones de dólares, y Energías para la Transición, con 250 millones de dólares.
Energías para la Transición y el plan ante El Niño
En su línea de Energías para la Transición, Ecopetrol informó que actualmente abastece cerca del 62 % de la demanda nacional de gas natural. La compañía avanzó en el proceso de compra de gas natural licuado bajo la modalidad DES Buenaventura y consolidó los proyectos de regasificación de Buenaventura y Puerto Bahía.
Estos proyectos, de acuerdo con la compañía, aportarían en conjunto el equivalente al 35 % de la demanda nacional de gas a partir de 2027. Además, Ecopetrol suscribió contratos de venta de gas regasificado con 18 agentes encargados de atender la demanda del país.
La empresa mantuvo un portafolio de 951 megavatios en proyectos de energías renovables, entre iniciativas en operación, construcción y ejecución. También reportó avances en el Proyecto Coral de hidrógeno verde en la Refinería de Cartagena, que alcanzó un 90 % de avance físico.
Frente a la posibilidad de un fenómeno de El Niño de intensidad fuerte durante la segunda mitad de 2026, con posibles efectos hasta el primer semestre de 2027, Ecopetrol aseguró que implementó un plan para enfrentar los posibles impactos sobre sus operaciones.
Este plan incluye el fortalecimiento de la autogeneración eléctrica, con una capacidad instalada de 1.962 megavatios, además de la ampliación de la disponibilidad de gas natural mediante los proyectos de regasificación y medidas para la gestión del recurso hídrico.
Transmisión y Vías: adjudicaciones de ISA en Brasil y Chile
El negocio de Transmisión y Vías, operado a través del Grupo ISA, reportó ingresos por 4,7 billones de pesos durante el trimestre, lo que representó un crecimiento del 41,6 % frente a 2025.
El EBITDA del segmento alcanzó 2,7 billones de pesos, con un aumento del 62,3 %. En Brasil, ISA Energía Brasil puso en operación el proyecto Piraquê, que cuenta con más de 1.000 kilómetros de circuitos y fue energizado 16 meses antes de la fecha establecida por el regulador.
Por su parte, la filial TAESA, en la que ISA tiene participación, firmó un contrato para adquirir cinco concesiones de transmisión que ya se encuentran en operación comercial en los estados de Goiás, Bahía, Pará y Tocantins.
En Chile, el Ministerio de Obras Públicas adjudicó a ISA Vías la concesión Río Bueno–Puerto Montt, un proyecto que contempla la modernización de 129 kilómetros al sur del país, con una inversión de referencia de 821 millones de dólares.
Preguntas clave del tema:
¿Cuánto creció la utilidad de Ecopetrol durante el segundo trimestre de 2026?
La utilidad neta de Ecopetrol presentó un crecimiento del 235 % durante el segundo trimestre de 2026, según los resultados financieros entregados por la compañía. La petrolera informó que alcanzó una utilidad de 6,1 billones de pesos, mientras que los ingresos operacionales llegaron a 40,1 billones de pesos.
El presidente encargado de la compañía, Juan Carlos Hurtado, explicó que este resultado estuvo acompañado por un aumento del 35 % en los ingresos y del 59 % en el EBITDA. Según indicó, el comportamiento estuvo relacionado con el precio internacional del petróleo, las eficiencias operativas y las estrategias comerciales implementadas durante el periodo.
¿Qué factores impulsaron los resultados financieros de Ecopetrol?
Uno de los principales factores que favoreció los resultados fue el comportamiento del precio internacional del petróleo. El Brent registró un promedio de 96,7 dólares por barril durante el trimestre, un 45 % más frente al mismo periodo de 2025.
La compañía explicó que este aumento estuvo relacionado con tensiones geopolíticas en Medio Oriente y preocupaciones sobre la seguridad de los flujos de exportación desde la región del Golfo. Sin embargo, el efecto positivo fue parcialmente compensado por la caída de la tasa representativa del mercado (TRM).
El presidente encargado de Ecopetrol señaló que, aunque el Brent aumentó en dólares, al revisar el comportamiento en pesos colombianos el incremento fue menor. “Si miramos el Brent en pesos solo subió un 25 %”, explicó Hurtado al referirse al impacto de la variación cambiaria.
Además, la empresa destacó el aporte de las medidas de eficiencia operativa y gestión comercial. Entre estas acciones estuvieron la mejora en la comercialización de productos, la administración de inventarios y la optimización de procesos internos.
¿La producción de petróleo de Ecopetrol también aumentó durante el trimestre?
No. Aunque la compañía reportó un crecimiento importante en sus utilidades, la producción de hidrocarburos presentó una reducción durante el segundo trimestre de 2026.
El Grupo Ecopetrol produjo 705.800 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representó una disminución del 6,6 % frente al segundo trimestre de 2025, equivalente a 49.700 barriles diarios menos.
La empresa explicó que esta reducción estuvo relacionada con varios factores, entre ellos la menor producción en la cuenca del Permian, en Estados Unidos, donde se registraron 80.800 barriles diarios, un 30 % menos que en 2025.
También influyeron la declinación natural de gas en algunos campos del Piedemonte y Bonga-Mamey, restricciones operativas en Bullerengue y dificultades en la filial Hocol, que produjo 31.700 barriles diarios, un 10,5 % menos.
Además, Ecopetrol reportó impactos por eventos de entorno, principalmente bloqueos en campos ubicados en el departamento del Meta, que generaron una afectación acumulada de 1,3 millones de barriles durante el primer semestre.
¿Qué áreas de Ecopetrol tuvieron mejores resultados durante el periodo?
El segmento de Refinación fue uno de los principales protagonistas de los resultados financieros de la compañía. Ecopetrol informó que esta área alcanzó el mejor desempeño histórico registrado.
Las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena lograron una carga consolidada de 438.600 barriles diarios, con un incremento del 6 % frente al segundo trimestre de 2025.
El margen bruto integrado de refinación llegó a 29,8 dólares por barril, impulsado por el comportamiento de los precios internacionales del diésel, jet y gasolina.
La Refinería de Barrancabermeja registró una carga récord de 244.900 barriles diarios, mientras que la Refinería de Cartagena alcanzó 193.600 barriles diarios y un margen bruto de 31,6 dólares por barril.
En materia financiera, el segmento logró un EBITDA de 3,1 billones de pesos y pasó de una pérdida neta de 379.000 millones de pesos en 2025 a una utilidad neta de 1,5 billones de pesos en 2026.
Además, Ecopetrol reportó avances en transporte, comercialización internacional, energías para la transición y transmisión eléctrica a través del Grupo ISA. La compañía también informó que cerró el semestre con una caja consolidada de 11,3 billones de pesos y una deuda de 104,9 billones de pesos.