La utilidad neta atribuible a los accionistas de Ecopetrol llegó a $4,758 billones entre julio y septiembre de 2026, frente a los $2,563 billones del mismo trimestre de 2025. El aumento fue de 85,6 %, equivalente a $2,195 billones. El reporte trimestral, que presenta cifras sin auditar, también registró un crecimiento de 17,5 % en los ingresos y de 28,8 % en el EBITDA.
El principal cambio estuvo en Refinación y Petroquímica, que pasó de una pérdida de $178.000 millones a una utilidad de $2,247 billones. Los mayores precios del petróleo y los combustibles permitieron que el Grupo facturara más pese a vender un menor volumen. La incorporación de Brava Energía, por su parte, compensó parte de las caídas de producción en Estados Unidos y Colombia.
En el acumulado de enero a septiembre, la utilidad atribuible a los accionistas alcanzó $13,709 billones, un 82,7 % más que en los primeros nueve meses de 2025. Los ingresos aumentaron 14,3 %, a $103,887 billones, y el EBITDA subió 28 %, a $47,003 billones.
Por qué subieron los ingresos de Ecopetrol si vendió menos
Los ingresos trimestrales pasaron de $29,840 billones a $35,064 billones. El Brent promedió US$91,3 por barril, frente a US$68,2 un año antes, un aumento de 33,9 %. El precio de venta de la canasta de crudos de Ecopetrol subió 27,8 %, a US$82,2 por barril, mientras que el de la canasta de productos aumentó 64,3 %, a US$134,2. El precio de la canasta de gas subió 45,1 %.
Ecopetrol atribuyó el alza en los precios de productos como el diésel, la gasolina y el combustible de aviación a las restricciones en la oferta mundial. Entre los factores citó las interrupciones de suministro por el conflicto en Oriente Medio, la reducción de inventarios y los ataques y paradas de refinerías en Rusia. En el crudo, el mayor Brent elevó el precio de venta, aunque se amplió el descuento al que el Grupo vendió su canasta frente a esa referencia internacional.
Antes de incorporar a Brava, el efecto de los precios sumó cerca de $11,4 billones a los ingresos por ventas de crudo, gas y productos. La apreciación del peso frente al dólar restó alrededor de $5,9 billones, y el menor volumen vendido redujo los ingresos en cerca de $1 billón. La incorporación de Brava en septiembre agregó $1,1 billones, mientras los ingresos por servicios bajaron cerca de $400.000 millones, principalmente por el comportamiento de las variables con las que se actualizan las tarifas de energía de ISA Brasil.
En volumen, las ventas totales disminuyeron 1,9 %. Las ventas en Colombia cayeron 2,3 %, principalmente por la reducción de 22,3 % en las ventas locales de gas natural, asociada con menores cantidades contratadas en Cusiana y Cupiagua, vencimientos de contratos y menor disponibilidad de producción. Las ventas internas de gasolina y destilados medios aumentaron. En el exterior, el volumen vendido bajó 1,6 %, con menores exportaciones de crudo y productos, pese al aumento de las ventas de gas de las filiales internacionales.
La refinación explicó la mayor parte del aumento de las ganancias
Refinación y Petroquímica registró ingresos por $21,970 billones, un aumento de 32,1 %, y un EBITDA de $4,125 billones, frente a $783.000 millones un año antes. Su margen EBITDA pasó de 4,7 % a 18,8 %. El Grupo atribuyó el resultado al mayor margen entre el precio de los combustibles refinados y el del crudo, al aumento en el rendimiento de productos de mayor valor y a la gestión de las cargas de las refinerías.
La refinería de Cartagena registró un margen bruto de US$55,8 por barril, frente a US$12,8 en el mismo trimestre de 2025. En Barrancabermeja, el margen llegó a US$35,3 por barril, un 126 % más. La parada programada de Barrancabermeja redujo las cargas del Grupo, que pasaron de 429.000 a 412.000 barriles diarios, y llevó a aumentar las importaciones de combustibles para atender la demanda nacional.
El costo de ventas del Grupo subió 5,4 %, impulsado por el encarecimiento de las compras de crudo y productos, el mayor volumen de compras y la incorporación de Brava. La apreciación del peso redujo el costo de las compras y otros rubros en moneda extranjera. Con los ingresos creciendo más que los costos, el EBITDA consolidado llegó a $15,871 billones y su margen aumentó de 41,3 % a 45,3 %.
Los gastos operacionales y exploratorios aumentaron 17,5 %. Ecopetrol reportó entre sus causas el impuesto al patrimonio, las pérdidas de combustible y los gastos incorporados con Brava. La tasa efectiva de tributación pasó de 31,2 % a 37,7 % por el impuesto al patrimonio, que no es deducible de renta, y por la sobretasa de renta aplicable a Ecopetrol S.A. y Hocol, que pasó de 0 % en 2025 a 15 % en 2026 según la proyección del Brent al cierre.
El estado de resultados registra $5,652 billones de utilidad neta consolidada, incluidos $894.000 millones correspondientes a participaciones no controlantes en las filiales. Al descontar esa porción, la utilidad atribuible a los accionistas de Ecopetrol fue de $4,758 billones.
Brava compensó parte de la caída en la producción
La producción consolidada promedió 747.300 barriles de petróleo equivalente por día, frente a 751.200 un año antes, una caída de 0,5 %. La cifra incorpora el 100 % de la producción de Brava desde el 18 de agosto, lo que aportó 38.600 barriles equivalentes diarios al promedio del trimestre. Al descontar la participación de los accionistas minoritarios de Brava, la producción neta del Grupo fue de 728.400 barriles equivalentes diarios, un 3 % menos.
La caída obedeció principalmente a una menor actividad de perforación en Permian, Estados Unidos, a la declinación natural de los campos de gas del Piedemonte y La Guajira, y a los mantenimientos en Bonga-Mamey. En el crudo nacional, Ecopetrol reportó restricciones para manejar el agua asociada a la producción en Caño Sur, Chichimene y Castilla, además de una recuperación gradual de CPO-09. En los primeros nueve meses del año, la producción consolidada promedió 726.200 barriles equivalentes diarios, un 3,3 % menos.
Ecopetrol completó el 17 de agosto la compra del 51 % de Brava Energía por US$1.123 millones. La consolidación financiera comenzó en septiembre y abarcó el 100 % de sus ingresos, costos y gastos, con registro separado de la porción correspondiente a los accionistas minoritarios. En ese mes, Brava aportó cerca de $1,1 billones en ingresos, $600.000 millones al EBITDA y $100.000 millones a la utilidad neta. La operación también incorporó $27,5 billones en activos y $19,8 billones en pasivos, con cifras provisionales mientras concluye la valoración.
Exploración y gas: los avances de Sandía y Sirius
El informe registra ocho pozos exploratorios entre enero y septiembre, de los cuales tres fueron declarados exitosos: Bisbita Sur-1 ST2, Copoazú-1 y Sandía-1. Este último, perforado en el Caribe costa afuera junto con Petrobras, fue declarado exitoso en gas natural. El volumen potencial sigue en evaluación. En tierra, Hocol adelantaba obras para perforar en LLA-86, La Punta y LLA-100, mientras Ecopetrol y Parex preparaban otro pozo en el Piedemonte.
En Sirius, el estudio de impacto ambiental de la línea de flujo submarina alcanzó un avance de 65 %. Según el reporte, se había formalizado el inicio de la consulta previa con el 98 % de las 121 comunidades certificadas y 73 comunidades habían culminado la protocolización de acuerdos. El objetivo del proyecto era radicar los estudios ambientales del campo y de la línea submarina en el primer trimestre de 2027, como parte de los trabajos previos a la decisión final de inversión.
El informe también detalla las ventas de gas desde Cupiagua y el suministro comercializado durante el mantenimiento de la planta de regasificación de Cartagena. Ecopetrol presentó las iniciativas de regasificación como una vía para atender las necesidades de abastecimiento mientras avanzan los proyectos costa afuera.
Transporte e ISA registraron menores resultados trimestrales
El segmento de Transporte y Logística movilizó 1,087 millones de barriles diarios, un 2,7 % menos que un año antes. Su EBITDA bajó 16,2 %, a $2,342 billones, y la utilidad atribuible a los accionistas de Ecopetrol cayó 21,7 %, a $926.000 millones. El Grupo citó la apreciación del peso, la liberación de capacidad contratada en el Oleoducto Caño Limón–Coveñas, el mayor costo del gas y los gastos de atención de emergencias. El reporte también señala que el hurto de crudo disminuyó 42 % en septiembre frente a agosto.
En Transmisión de Energía y Vías, el EBITDA trimestral cayó 20,3 %, a $1,985 billones, y la utilidad atribuible a los accionistas de Ecopetrol bajó 3 %, a $162.000 millones. La comparación estuvo afectada por un ingreso extraordinario que ISA reconoció en 2025 por un fallo a su favor en la Concesión Paulista. La construcción y la entrada en operación de proyectos de energía y vías compensaron parte del efecto. En el acumulado a septiembre, el EBITDA del segmento creció 4,6 %.
La deuda subió y el saldo del fondo de combustibles llegó a $11,4 billones
La deuda del Grupo cerró septiembre en $119,5 billones, $14,6 billones más que en junio. La variación se explica principalmente por la deuda que ya tenía Brava, el financiamiento contratado para comprarla y nuevas obligaciones de compañías del Grupo, entre ellas ISA. La relación entre deuda bruta y EBITDA cerró en 2,1 veces, frente al límite de 2,5 veces establecido para 2026. Brava elevó ese indicador en aproximadamente 0,2 veces.
La caja total, que incluye el portafolio de inversiones, cerró en $16,252 billones, con cerca de $3,1 billones aportados por Brava. El efectivo generado por la operación en el trimestre bajó de $8,878 billones a $7,865 billones. La posición de caja también recibió el efecto del financiamiento y de los pagos del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles.
La cuenta por cobrar al FEPC se ubicó en $11,4 billones, un aumento de $3,5 billones frente a junio. En el trimestre se reconocieron cerca de $4,1 billones adicionales por cobrar y el Ministerio de Hacienda pagó alrededor de $700.000 millones correspondientes al tercer y cuarto trimestre de 2025.
En otro frente tributario, Ecopetrol y la Refinería de Cartagena reportaron ocho demandas contra la DIAN por el IVA en la importación de combustibles. Siete habían sido admitidas. Según la interpretación que presenta el Grupo sobre un concepto emitido por la DIAN en octubre, el cobro de las sumas discutidas queda pendiente de la decisión judicial definitiva.
Inversiones, eficiencias y prioridades de la nueva presidencia
Entre enero y septiembre, el Grupo ejecutó US$4.766 millones en inversiones orgánicas, equivalentes a $16,7 billones. El 65 % se ejecutó en Colombia y el 35 % en el exterior. En la clasificación por líneas de negocio del informe, los hidrocarburos representaron el 65 %, transmisión y vías el 27 %, y energías para la transición el 8 %, categoría que incluye inversiones en gas y eficiencia energética.
El informe registra además alrededor de US$1.400 millones en inversiones por adquisiciones y entrada a proyectos, principalmente por Brava y por la participación restante en Madeira, adquirida por ISA Brasil. El programa de eficiencias reportó $4,4 billones de impacto al cierre de septiembre, distribuidos en $2,8 billones en EBITDA, $900.000 millones en inversiones y $700.000 millones en capital de trabajo.
En gobierno corporativo, la asamblea extraordinaria del 15 de septiembre eligió a los nueve integrantes de la junta para lo que resta del periodo 2025–2029. Seis son independientes. La junta designó a Joaquín Gutiérrez Caballero como presidente de Ecopetrol, cargo que asumió el 28 de septiembre.
En el mensaje incluido en el informe, Gutiérrez señaló que la administración buscará aumentar las reservas, retomar la exploración y evaluar oportunidades de crecimiento dentro y fuera del país. Sobre las prioridades financieras, dijo: “Trabajaremos en fortalecer el flujo de caja libre para respaldar el crecimiento y los dividendos, mantener niveles adecuados de endeudamiento, promover una cultura permanente de austeridad, eficiencia y disciplina en costos, y garantizar información financiera oportuna, confiable y transparente”.
El reporte programó la conferencia virtual de resultados para el viernes 13 de noviembre, a las 10:00 a. m., hora de Colombia.