En el primer semestre de 2025, Ecopetrol produjo en promedio 750.000 barriles diarios de petróleo. La cifra no es menor, pero la verdad es que buena parte del mérito no está en Colombia, sino en Estados Unidos.
El Permian, el yacimiento de no convencionales en el que la petrolera colombiana es socia de Occidental Petroleum (WeAreOxy), creció 15,8% y se consolidó como el salvavidas de la compañía.
Hoy, el fracking en esta región texana representa el 15% de la producción total del Grupo Ecopetrol.
Puede leer más: Ganancias de Ecopetrol están en el nivel más bajo desde pandemia, ¿qué está pasando?
Paradójicamente, este mismo proyecto es uno de los que el presidente Gustavo Petro ha insistido en vender, pese a que en este momento es la columna vertebral de la producción.
La foto real de Ecopetrol: utilidades desplomadas y un Brent culpable a medias
El segundo trimestre de 2025 dejó un golpe duro: 1,8 billones de pesos de utilidad neta, el nivel más bajo desde 2021.
La caída frente al mismo trimestre de 2024 fue del 46,4% y, si se mira el histórico, la contracción es dramática, ya que eso equivale a un desplome del 82% en apenas tres años. Así están las cifras:
2022: 10,5 billones
2023: 4 billones
2024: 3,4 billones
2025: 1,8 billones
Además lea: Ecopetrol completó 10 trimestres consecutivos de caída en sus ganancias: entre abril y junio bajaron 46%
El presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, atribuyó la situación a la caída del precio del Brent. Sin embargo, los datos no respaldan del todo esta explicación, debido a que el Brent pasó de 68,83 dólares en 2021 a 68,01 dólares en 2025, una baja mínima.
Pero hay que precisar que, en el segundo trimestre, el precio promedio del Brent cayó de 85 dólares en 2024 a 66,7 dólares en 2025. Esto golpeó ingresos y márgenes: las ventas trimestrales bajaron 9,1%, el margen EBITDA cayó a 37,5%, el más bajo desde 2021.
Sin embargo, el desplome de utilidades es mucho mayor de lo que explica solo el precio del crudo, lo que apunta a problemas internos de eficiencia y menores volúmenes de gas y GLP en el mercado local, coinciden los analistas.
Los expertos le ponen lupa a las cifras de Ecopetrol
La explicación del presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, de que la caída en las utilidades se debe principalmente al precio del Brent, no convence a todos. Los economistas coinciden en que el factor precio pesa, pero no explica por sí solo un desplome tan pronunciado.
Conozca más: Ecopetrol enfrenta demanda por US$22 millones: lo que hay detrás del lío judicial por contrato de helicópteros
Para Germán Machado, economista y profesor de la Universidad de los Andes y del CESA, la explicación oficial no basta.
“En términos reales, las utilidades de Ecopetrol en el primer semestre de 2025 cayeron 37% frente al mismo periodo de 2024... pero ojo, que en 2024 ya habían caído, y en 2023 también. Si se compara con 2022, el desplome es del 78%. El Brent explica cerca del 40% de esa reducción en tres años, pero no todo”.
Por su parte, el ingeniero y PhD en Economía de la Universidad de Massachusetts Amherst, Camilo A. Gallego, lanzó la pregunta incómoda: “¿Cuál es la novedad?”.
Lo dijo porque los precios internacionales del petróleo llevan bajando desde 2022. “En Petrobras, por ejemplo, el aumento de utilidades tiene efectos no recurrentes; si se descuentan, el crecimiento operativo es más moderado. El Brent puede explicar parte, pero no lo es todo”.
En lo operativo, la voz de Sergio Cabrales, investigador del sector minero-energético, aporta contexto al decir que la producción total del Grupo Ecopetrol cayó 0,5% en el segundo trimestre frente al mismo periodo de 2024, principalmente por una menor producción de gas natural, que pasó de 121,3 kbped a 103,9 kbped.
“La excepción fue el Permian, que creció de 98,2 kbped a 115,5 kbped, impulsado por crudo y gas, y ya representa el 15,3% de la producción total”.
Comparación de Ecopetrol con otras petroleras, no todas pierden
Mientras Ecopetrol intenta explicar una caída del 37% en sus utilidades semestrales, en el vecindario y más allá los números de otras petroleras dibujan un mapa desigual.
En Brasil, Petrobras vive su mejor momento en años. La estatal reportó entre abril y junio de 2025 ganancias por 4.734 millones de dólares, dejando atrás las pérdidas de 468,7 millones del mismo trimestre de 2024. El motor de esa recuperación fue un aumento del 5,4% en la producción de petróleo, que compensó la caída del precio del Brent.
La presidenta, Magda Chambriard, habló de “resultados operacionales excelentes” y no exagera. En el primer semestre, Petrobras acumuló un beneficio neto de 11.423 millones de dólares, un salto del 193% frente a 2024, duplicando incluso lo que ganó en todo ese año. La compañía también anunció un jugoso anticipo de dividendos por 1.585 millones de dólares a sus accionistas.
El contraste llega desde Argentina. YPF cerró el primer semestre con una ganancia neta de apenas 48 millones de dólares, un desplome del 96% frente a los 1.200 millones del año pasado.
El golpe vino del mismo lado que a Ecopetrol, es decir, la caída del Brent y la presión sobre los márgenes. Los ingresos totales se mantuvieron casi planos —9.249 millones de dólares— pero el resultado operativo y el Ebitda retrocedieron. Ni siquiera el crecimiento del 28% en la producción de crudo no convencional en Vaca Muerta fue suficiente para amortiguar el impacto.
En el Reino Unido, BP tampoco la pasa bien, su beneficio neto cayó un 48% a 1.400 millones de dólares en el segundo trimestre, golpeado por un mal desempeño en la comercialización y refinación de gas.
En medio de la presión de los accionistas para mejorar rentabilidad, la compañía anunció recortes de gasto y la venta de activos por 20.000 millones de dólares hasta 2027, además de un cambio en su cúpula directiva.
Además: Ecopetrol sube 34% el precio del gas para 2026 y deja contratos sin renovar: viene déficit del 20%
En el lado opuesto del espectro, los gigantes estadounidenses ExxonMobil y Chevron exhiben músculo. Exxon alcanzó una producción récord de 4,63 millones de barriles por día, su nivel más alto en más de 25 años, mientras Chevron elevó su bombeo un 3% hasta 3,396 millones de barriles diarios.
Ambos superaron las previsiones de Wall Street gracias a su expansión en la Cuenca Pérmica y mantienen programas de recompra de acciones por 20.000 millones y 15.000 millones de dólares anuales, respectivamente.
Regístrate al newsletter