El pasado 16 de diciembre el petróleo Brent amaneció por debajo de los US$60 por barril, su nivel más bajo en casi cinco años. Un golpe directo para un país como Colombia, altamente dependiente de la renta petrolera.
Sin embargo, este miércoles 17 de diciembre el mercado dio un giro, ya que los futuros del Brent repuntaron hasta 2,5% y volvieron a rozar los US$60 por barril.
El rebote no fue gratuito. Vino impulsado por un nuevo ruido geopolítico desde Estados Unidos, que evalúa endurecer medidas contra Rusia si el presidente Vladímir Putin rechaza un eventual acuerdo de paz con Ucrania. Entre las opciones está atacar la llamada “flota oscura” rusa, es decir, tanqueros y comerciantes que facilitan exportaciones sancionadas.
A eso se sumó el frente venezolano. El presidente Donald Trump aseguró que Venezuela está “completamente rodeada por la Armada más grande jamás reunida en la Historia de Sudamérica”, en un intento por bloquear los flujos de petróleo sancionado del país.
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Aunque el tono desde Estados Unidos reintrodujo el riesgo geopolítico en los precios, el efecto estructural sería marginal. La razón es simple, la producción venezolana hoy representa menos del 1% del suministro global de crudo.
Algo similar ocurre con Rusia. Las sanciones no han cambiado de manera sustancial el cálculo del Kremlin ni han reducido significativamente sus exportaciones, aunque Moscú insiste en que estas medidas afectan la reconstrucción de relaciones con Estados Unidos.
Petro y el petróleo a US$55: ¿la mayoría de los pozos no sería rentable?
En medio de este contexto, el presidente Gustavo Petro lanzó una advertencia contundente en su cuenta de X: “Si el petróleo baja a US$55 el barril, la mayoría de los pozos de Colombia dejan de ser rentables, y en Permian también”.
Cabe recordar que en abril pasado, cuando se registró una caída del precio internacional del crudo, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, encendió las alarmas al admitir que la empresa ya analizaba qué campos podría cerrar para no perder plata, incluso con precios cercanos a los US$64 por barril, un nivel que hasta hace poco no hacía pensar en esa posibilidad.
“Ecopetrol pierde cerca de un billón pesos (unos 230 millones de dólares) de utilidades por cada dólar que disminuye el precio del petróleo... Si estamos haciendo un supuesto de 73 dólares el barril y ahora está en 63 (en ese momento del año). Vendemos 12 millones de barriles al mes de crudo”, precisó Roa, al explicar que eso significa una pérdida total de unos 12 billones de dólares mensuales.
Entonces, ¿qué tan cierto es o no lo dicho por el presidente Petro? Esto dicen los datos oficiales y expertos.
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Sergio Cabrales, profesor, investigador y consultor del sector minero-energético, había explicado semanas atrás que Ecopetrol necesita precios superiores a US$50 por barril para generar utilidades.
“Su punto de equilibrio económico (breakeven), definido como el precio de venta del crudo a partir del cual la utilidad neta es cercana a cero, se ubica alrededor de US$50 por barril, solo es superado por las arenas bituminosas (Oil Sands), cuyo breakeven alcanza los US$58 por barril”, precisó el experto.
En contraste, según Cabrales, el fracking en Argentina y Estados Unidos opera con umbrales más bajos. Por ejemplo, Argentina lo hace en US$40–45 por barril; mientras que Estados Unidos, donde se ubica la cuenca del Permian, cerca de US$48 por barril.
“Desde la perspectiva económica, un breakeven de US$50 implica que Ecopetrol puede operar de forma rentable con precios moderadamente altos”, detalló Cabrales.
Es decir, un barril por encima de los US$50 es un límite riesgoso para las finanzas de Ecopetrol, que aunque no entra en pérdidas automáticas y puede operar, la compañía tendía márgenes estrechos, especialmente frente a competidores no convencionales.
Los factores que más afectan los costos de producción petrolera
La explicación del punto de equilibrio de un pozo petrolero está en los costos. Entre 2022 y 2024, el precio de equilibrio promedio de los campos de Ecopetrol, el punto en el que producir deja de ser rentable, subió 58%, al pasar de US$31 a US$49 por barril.
Es decir, hoy se necesita un petróleo mucho más caro solo para no perder. A corte del tercer trimestre del 2025, con base en datos de Ecopetrol, el punto de equilibrio se ubica en US$50.
Según la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), los mayores golpes vienen de los costos fijos de mantenimiento y personal, y de los costos variables como energía, tratamiento de fluidos, especialmente agua, mantenimiento de pozos y factores del entorno operativo.
Campetrol coincide y pone cifras al problema. La inflación disparó tarifas de energía, servicios, químicos, mantenimiento y contratos. A eso se sumaron mayores niveles de producción, más procesamiento de agua, más intervenciones a pozos y un aumento de las labores de mantenimiento preventivo y correctivo, todo lo cual elevó la factura operativa.
El impacto es visible en los costos fijos. Campetrol calcula que estos crecieron 14,6% en 2023 y 11,7% adicional en 2024, por la inflación, mayores gastos de mantenimiento, más servicios contratados para apoyar la operación, incrementos salariales y un mayor ritmo de actividades en todos los segmentos del grupo, incluida ISA.
Esta base de costos más alta empuja hacia arriba el precio del petróleo necesario para cubrir gastos.
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A eso se suma el frente tributario. Hasta 2022, Ecopetrol pagaba una tasa nominal de renta del 35%, pero esta aumentó con la reforma tributaria del actual gobierno.
De acuerdo con Campetrol, la tasa efectiva de tributación subió en 2023 a 36,6%, frente al 31,4% de 2022, principalmente por la sobretasa de renta. Aunque en 2024 se mantuvo relativamente estable en 36,1%, ese salto inicial elevó de forma significativa la utilidad necesaria antes de impuestos y, con ello, el punto de equilibrio.
El costo de la deuda también pasó factura. Si bien en 2023 el gasto financiero neto bajó frente a 2022 por un efecto favorable en la diferencia en cambio, los intereses de la deuda del conglomerado aumentaron 10,7% ese año. La presión se intensificó en 2024, cuando el gasto financiero neto se disparó 50,4%, empujado por mayores tasas de interés en la refinanciación de deuda y un menor alivio cambiario.
Marco Fiscal y precio del petróleo, lo que espera Hacienda
Por otra parte, las proyecciones oficiales tampoco ayudan a la tranquilidad. Según el Ministerio de Hacienda, el precio del Brent se ubicaría en US$62,3 por barril en 2026. Luego, con altibajos, llegaría a US$76 en 2036.
En producción, Colombia pasaría de 757.000 barriles diarios en 2026 a un pico de 773.000 en 2028, antes de caer a 713.000 barriles diarios en 2036.
Pero la Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA) es más pesimista en el corto plazo, prevé descensos desde US$68 en agosto de 2025 a un promedio de US$59 en el último trimestre del año, con un Brent alrededor de US$50 a comienzos de 2026 y un promedio anual de US$51 ese año.
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Así las cosas, el efecto en las finanzas públicas es directo. Por cada dólar que cae el precio anual del crudo, los ingresos fiscales pueden reducirse en unos $400.000 millones al año.
Eso golpea tres frentes clave: impuesto de renta del sector, dividendos de Ecopetrol y regalías para regiones.
Fracking y eficiencia, la advertencia desde el Permian
Ante este panorama, Mauricio Téllez, exgerente de comunicaciones de Ecopetrol durante 22 años, matiza la discusión con tres puntos clave.
Primero, la caída de precios en 2025 y 2026 ya estaba advertida. También se espera una recuperación posterior, con una demanda que seguirá robusta. El “pico petrolero” no está a la vuelta de la esquina.
Segundo, el fracking tiene una ventaja decisiva, es de ciclo corto. Permite frenar inversiones cuando los precios no sirven y reactivarlas cuando el mercado mejora, “como ya ocurrió en pandemia con Ecopetrol y Oxy”.
Tercero, el nuevo juego es bajar el breakeven con eficiencia, disciplina de capital y reducción de costos. “En el Permian, el breakeven ya se mueve entre US$40 y US$50 por barril, y sigue bajando”.
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Los números de otros análisis lo confirman. Por ejemplo, TGS Well Data Analytics determina un punto de equilibrio promedio de nuevos pozos en US$51,6.
“Los pozos existentes pueden sobrevivir con precios entre US$38 y US$50. Los nuevos requieren entre US$51 y US$65. A US$55, algunos proyectos optimizados son viables”, indicó TGS Well Data Analytics (WDA).
¿Tenía razón el presidente?
La afirmación del presidente en su cuenta de X no es del todo cierta ni completamente falsa. Decir que “la mayoría de los pozos” dejarían de ser rentables a US$55 exagera el problema, pero sí señala un riesgo real.
Con un petróleo en ese nivel de US$60, muchos proyectos siguen operando, pero con márgenes mucho más estrechos. Las utilidades bajan, las finanzas públicas sienten el golpe y Colombia pierde terreno frente a países donde producir petróleo es más barato, como Estados Unidos o Argentina.
En ese orden, que el Brent haya vuelto a subir por encima de US$60 da algo de respiro, pero no resuelve el problema de fondo: el país necesita producir petróleo con menores costos, ser más eficiente y prepararse para un mercado donde los precios altos ya no están garantizados.
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