Ecopetrol gana COP$4,76 billones: +85,6% en el trimestre

Ecopetrol: la utilidad sube 85,6% y la refinación marca un máximo histórico

Ecopetrol registró una utilidad neta de COP$4,76 billones en el tercer trimestre de 2026, un 85,6% más que los COP$2,56 billones del mismo periodo de 2025. Para un founder, el dato relevante no es el tamaño de la cifra: es de dónde salió. El salto no vino de producir más petróleo, sino de refinar y comercializar mejor.

La compañía acumuló COP$13,71 billones de ganancias entre enero y septiembre, un 82,7% más que en 2025. Los ingresos del trimestre llegaron a COP$35,06 billones (+17,5%) y el acumulado a COP$103,89 billones (+14,3%).

El EBITDA del trimestre fue de COP$15,87 billones, un 28,8% por encima del año anterior, y el margen EBITDA pasó de 41,3% a 45,3%. En los nueve meses el margen se ubicó en 45,2%, frente a 40,4% de 2025, con un EBITDA acumulado de COP$47 billones, según Minuto60.

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El reporte tuvo una particularidad: fue el primero que presentó Joaquín Gutiérrez como presidente de la compañía y el primero que Ecopetrol publicó sin rueda de prensa, después de aplazar la entrega del martes 10 al jueves 12 de noviembre, según La República.

¿Qué impulsó el salto de las ganancias de Ecopetrol?

Casi todo se explica por precio. El Brent promedió US$91,3 por barril en el tercer trimestre, frente a US$68,2 un año antes: un 33,9% más.

La canasta combinada de crudo y productos de Ecopetrol promedió US$110,3 por barril (+49,9%). El desglose es todavía más revelador: los refinados alcanzaron US$134,2 por barril (+64,3%) mientras el crudo se quedó en US$82,2 (+27,8%). El diferencial de refinación fue el gran motor, no la materia prima.

Detrás de esos márgenes hay una coyuntura global. La propia compañía la atribuyó a una menor oferta mundial de refinados, disrupciones de suministro por el conflicto en Oriente Medio, reducción de inventarios y paradas de refinerías en Rusia.

El contexto no es exclusivo de Colombia. La EIA proyecta que el Brent promedie unos US$97 por barril en 2026 y baje a US$86 en 2027, y espera que los márgenes de refinación se mantengan elevados durante buena parte de 2027 por las disrupciones en el suministro global de productos, según su informe recogido por Oil & Gas Journal. La misma agencia señaló que el Brent promedió US$124 por barril en octubre, el promedio mensual más alto desde julio de 2022 en términos ajustados por inflación.

Del lado interno hubo viento en contra. Julio César Vera, presidente de XUA Energy, señaló en declaraciones recogidas por La República que el Brent del tercer trimestre estuvo por debajo de los US$97,7 del segundo trimestre de 2026, y que la apreciación del peso redujo el valor en pesos de los ingresos petroleros.

Refinación: de pérdida a principal motor del resultado

El negocio de refinación fue el gran protagonista. Sus ingresos subieron 32,1%, a COP$21,97 billones, y su EBITDA pasó de COP$783.000 millones a COP$4,13 billones. La utilidad neta atribuible a los accionistas saltó de una pérdida de COP$178.000 millones a una ganancia de COP$2,25 billones.

En el acumulado a septiembre el EBITDA de refinación creció 372,4%, hasta COP$9,12 billones, con una utilidad neta de COP$4,23 billones.

La compañía reportó además un margen bruto de refinación de US$45,6 por barril, un máximo histórico y un alza de 219% frente al tercer trimestre de 2025, de acuerdo con Minuto60. Ese nivel no es un fenómeno aislado: BP informó que su margen indicador de refinación promedió US$46,7 por barril en el tercer trimestre, frente a US$29,6 en el periodo anterior, según Yahoo Finance. Cuando dos petroleras de mercados distintos reportan márgenes casi idénticos, el factor es el mercado, no la gestión.

Parte del impulso se logró pese a la parada integral programada de la Refinería de Barrancabermeja durante el trimestre, y el segmento compensó también el mayor costo de materias primas y una tasa de cambio menos favorable.

¿Por qué la producción cayó pese a la compra de Brava Energía?

La producción consolidada llegó a 747.300 barriles de petróleo equivalente por día, un 0,5% menos que un año antes. El número incluye el 100% de la producción de Brava Energía, la petrolera brasileña cuyo control Ecopetrol tomó el 17 de agosto tras comprar 51% del capital por cerca de US$1.200 millones, según La República.

Sin ese aporte, la producción neta atribuible al grupo fue de 728.400 barriles diarios, una caída de 3%. La producción de gas natural y productos blancos bajó 8,6%, mientras el crudo subió 1,8%.

Entre las causas: menor producción internacional, especialmente en Permian, declinación natural de campos del Piedemonte y La Guajira, y restricciones operativas por manejo de agua en los Llanos. Las ventas totales cayeron 1,9%, a 937.300 barriles equivalentes por día.

Hay algo de bueno en el frente operativo. Según Minuto60, la producción subió 6% frente al segundo trimestre y Brava aportó 39.000 barriles diarios. Ecopetrol además perforó nueve pozos entre enero y septiembre, con lo que cumplió de forma anticipada el 100% de su meta para 2026, y espera perforar tres más en el último trimestre. La Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil aprobó el plan de desarrollo del proyecto Orca.

La deuda sube a COP$119,5 billones: ¿qué tan riesgoso es?

Al cierre de septiembre la deuda total alcanzó COP$119,5 billones, equivalentes a US$36.076 millones, unos COP$14,6 billones más que en junio. El aumento se explica por la incorporación de COP$12,3 billones de deuda de Brava Energía, un crédito de la banca internacional por US$1.173 millones para financiar la compra y nuevas obligaciones en otras compañías del grupo, principalmente ISA.

Los indicadores de apalancamiento siguen dentro de los límites: la deuda bruta sobre EBITDA quedó en 2,1 veces, por debajo del techo de 2,5 veces fijado para 2026, y la deuda neta sobre EBITDA en 1,9 veces. La caja consolidada cerró en COP$16,3 billones, incluidos COP$3,1 billones aportados por Brava, con un flujo de caja operativo acumulado de COP$22 billones, según Minuto60.

Un punto que conviene seguir es el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC): la cuenta por cobrar cerró en COP$11,4 billones, con cerca de COP$1,6 billones correspondientes al primer trimestre de 2025 aún pendientes de pago, según Minuto60.

En inversión, el grupo destinó US$4.766 millones a capex orgánico en nueve meses (COP$16,7 billones): 65% a Colombia y 35% al exterior. Hidrocarburos concentró US$3.077 millones, transmisión de energía y vías US$1.284 millones y transición energética US$405 millones. A eso se suman US$1.400 millones de inversión inorgánica, casi toda por Brava.

¿Qué significa esto para tu startup?

Aunque no vendas al sector petrolero, hay cuatro lecturas accionables:

El capex en Colombia se sostiene. De US$4.766 millones invertidos, el 65% quedó en el país, con US$1.284 millones destinados a transmisión de energía y vías. Si ofreces software de monitoreo, mantenimiento predictivo, seguridad de procesos o eficiencia energética, hay presupuesto asignado y un comprador con escala.
Vender a la estatal exige anticipación. Ecopetrol cumplió su meta anual de perforación antes de tiempo y dejó solo tres pozos para el último trimestre. Los grandes presupuestos de una compañía así se cierran con meses de antelación: llegar con la propuesta cuando el ciclo ya arrancó significa esperar al siguiente ejercicio.
Revisa de qué depende tu resultado. La utilidad de Ecopetrol creció 85,6% con producción y ventas en baja. Ese es el retrato de un negocio apalancado en precio, no en volumen, y el mismo efecto funciona a la inversa cuando el ciclo se da vuelta. Si tu margen depende de una sola variable externa, necesitas saber cuánto.
El riesgo cambiario corta en las dos direcciones. La apreciación del peso redujo los ingresos en moneda local de Ecopetrol pese al alza del crudo. Si tu startup factura en dólares y tiene costos en moneda local, o al revés, el trimestre es un recordatorio de que el tipo de cambio puede mover tu resultado más que tu ejecución comercial.

Conclusión

Los resultados de Ecopetrol en el tercer trimestre de 2026 son, en buena medida, un triunfo del entorno: un Brent 33,9% más alto, márgenes de refinación históricamente elevados y una mezcla de productos favorable. La operación, en cambio, fue plana: producción consolidada levemente a la baja, ventas 1,9% menores y deuda al alza por la compra de Brava.

Para un founder la lección es de gestión, no de energía. Cuando el resultado depende del precio y no del volumen, la pregunta correcta no es cómo replicar el trimestre, sino qué tan rápido se revierte. La EIA proyecta el Brent en US$86 para 2027: prepararse con esa cifra en la cabeza vale más que celebrar la de hoy.