Autor: Martín Rosas

Luego del desastre dejado por el gobierno Petro, bajo la presidencia de Ricardo Roa, el Grupo Ecopetrol presentó sus resultados financieros y operativos correspondientes al tercer trimestre de 2026, con un crecimiento de las utilidades.

En el reporte, Ecopetrol señaló que “ante la maduración de los campos y la presión sobre la producción base, los segmentos de refinación, transporte y comercialización sostuvieron la generación de valor”.

El trimestre cerró con una utilidad neta de COP 4,8 billones y un margen EBITDA del 45%. Los resultados del trimestre incluyen un mes de aporte de Brava a partir de su adquisición.

Estas fueron las cifras que presentó la Compañía:

Ingresos: En el tercer trimestre de 2026 alcanzaron COP 35,1 billones, un aumento de 18% frente al mismo trimestre de 2025.

EBITDA: Alcanzó COP 15,9 billones, 29% más que en el tercer trimestre de 2025 con un margen EBITDA del 45% (mejora de 4 puntos porcentuales). El EBITDA acumulado a septiembre fue de COP 47 billones: exploración y producción aportaron el 50%; refinación, el 19%; transporte, el 16%; y transmisión y vías, el 15%.

Utilidad Neta: Fue de COP 4,8 billones, 86% más que en el tercer trimestre de 2025. Entre enero y septiembre alcanzó COP 13,7 billones, un crecimiento anual de 83%, que incluye un aporte de COP 100 mil millones tras la adquisición de Brava.

El comportamiento se explica por el mayor precio del Brent y la mejora de los precios de los productos refinados que aportaron COP 13,5 billones, los cuales compensaron los menores precios de venta de la canasta de crudos y otros efectos negativos tales como:

Tasa de cambio e inflación: Impacto negativo de COP 4,1 billones por menor tasa de cambio y el aumento de los costos por inflación.

Impuestos: Impacto negativo de COP 2,1 billones por mayor carga tributaria por el impuesto al patrimonio y el aumento de la sobretasa de renta, del 0% en 2025 al 15% en 2026.

Operación: Impacto negativo de COP 1,2 billones, principalmente por menores ventas asociadas a la disminución de la producción.

Caja y liquidez: Al cierre de septiembre, el saldo de caja fue de COP 16,3 billones. El flujo de caja operativo acumulado alcanzó COP 22 billones y respaldó las inversiones, las obligaciones financieras y el pago de dividendos.

La cuenta por cobrar al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) cerró en COP 11,4 billones, que incluyen cerca de COP 1,6 billones pendientes de pago del primer trimestre de 2025

Deuda: La relación entre deuda bruta y EBITDA se ubicó en 2,1 veces para el Grupo y 1,5 veces sin ISA. Estos niveles reflejan la consolidación y financiación de Brava y se mantienen dentro del límite superior de 2,5 veces. 

Inversiones: La inversión orgánica acumulada a septiembre fue de USD 4.766 millones. El 65% se destinó a hidrocarburos; el 27% a transmisión y vías, y el 8% a energías para la transición.

Por geografía, el 65% se ejecutó en Colombia y el 35% en operaciones internacionales. Adicionalmente, se realizaron USD 1.420 millones en inversiones inorgánicas, que incluyen la adquisición de Brava, la participación en activos de Madeira en ISA Brasil y el aporte de entrada del proyecto Génova.

Resultados operativos

Exploración: El Grupo perforó 9 pozos durante los nueve meses del año con lo que se anticipó el 100% de la meta para 2026; sin embargo, el informe no menciona los resultados de los pozos, teniendo en cuenta que Floreña N-18, una apuesta de cien millones de dólares, resultó seco.

En el cuarto trimestre de 2026 espera perforar 3 pozos adicionales. Se destaca la aprobación por parte de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del plan de desarrollo de Orca en Brasil.

Producción: Se destaca el aporte de la nueva subsidiaria Brava Energía, con 39 mil barriles contribuyendo a una producción total del Grupo Ecopetrol que alcanzó 747 mil barriles de petróleo equivalente por día, (+6% vs 2T26).

Refinación: Registró otro trimestre récord con un incrementó de 427% del EBITDA versus el tercer trimestre de 2025 que alcanzó COP 4,1 billones con un margen EBITDA de 19%. El margen bruto de refinación récord alcanzó 45.6 USD/Bl (+219% vs 3T25), respectivamente.

En los primeros nueve meses de 2026 se consolidó una carga promedio de 423 mil barriles por día (+3% vs.9M25). 

Transporte: Se transportaron en lo corrido del año más de 1,1 millones de barriles por día (+1.2% versus 9M25).

Avances en otras energías

El entorno geopolítico ha generado aumentos en el precio del Gas Natural Licuado (GNL) entre octubre de 2025 y octubre de 2026, superiores al 196%. En este contexto, Ecopetrol decidió no continuar con procesos de compra en el mercado internacional, pero no señaló en qué estado quedan los compromisos adquiridos con la Regasificadora del Pacífico y Puerto Bahía LNG, que inician operaciones entre diciembre de 2026 y febrero de 2027.

Gas: Ecopetrol fue el único oferente de volúmenes de gas en firme de largo plazo durante el trimestre, con 293 GBTUD y asignó volúmenes adicionales de Cupiagua.

SPEC: Ecopetrol aportó al mercado 97 GBTUD durante el mantenimiento de SPEC y se incrementó en 5 GBTUD la disponibilidad durante la contingencia operativa de gas presentada en septiembre para atender la demanda regulada y el Sistema Nacional de Transporte. Adicionalmente, en octubre incrementó 5 BGTUD con el objetivo de apoyar la estabilidad operativa de los gasoductos.

La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) celebró la elección de quien ha liderado el gremio desde 2021 y destaca su contribución al fortalecimiento de la industria del gas natural, su capacidad de interlocución institucional y su compromiso con la seguridad energética.

Luz Stella Murgas Maya fue designada como nueva presidente de la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI).

Después de cinco años al frente de Naturgas, Murgas Maya asume uno de los principales desafíos del liderazgo empresarial colombiano, convirtiéndose en la primera mujer en presidir la ANDI en más de ocho décadas de historia.

Su elección representa un reconocimiento a una trayectoria de liderazgo gremial y abre un nuevo capítulo profesional para quien ha dedicado buena parte de su carrera a promover condiciones para la inversión, la competitividad y el desarrollo económico del país.

Desde su llegada a Naturgas en 2021, Luz Stella Murgas ha contribuido a fortalecer la participación del gremio en las principales discusiones sobre el futuro energético de Colombia, promoviendo una visión en la que el gas natural es fundamental para la seguridad del abastecimiento, la competitividad empresarial y la calidad de vida de 36 millones de colombianos que se benefician de este energético.

“Luz Stella ha sido una líder determinante para la industria del gas natural. Con rigor técnico, capacidad de diálogo y una profunda convicción sobre el papel de este energético en el desarrollo del país, logró que la voz del sector fuera escuchada en los momentos más decisivos para el abastecimiento. Su gestión deja un gremio más fuerte, más cohesionado y mejor preparado para los retos que vienen. Desde el Consejo Directivo celebramos que ahora lleve esa visión al conjunto del empresariado colombiano», afirmó Juan Manuel Rojas, presidente del Consejo Directivo de Naturgas.

Murgas es abogada de la Universidad del Rosario, con especialización en Derecho tributario de la misma universidad.

Remplaza en el cargo a Bruce Mac Master, quien después de casi trece años al frente de la ANDI, el pasado 5 de octubre presentó su renuncia ante la Junta Directiva del gremio, decisión que se dio en medio de varias diferencias y tensiones entre Mac Master con el Gobierno del presidente Abelardo De La Espriella.

El dirigente expresó su deseo de que su retiro contribuyera a recuperar el trabajo conjunto entre el sector público y los empresarios. Al mismo tiempo, defendió la autonomía de las instituciones y pidió mantener una actividad gremial independiente.

El relevo también se enmarca en el periodo de la mesa directiva elegida para 2026-2027. El pasado 8 de septiembre, la Andi anunció a Rodolfo Castillo como presidente de la Junta y a María del Rosario Gómez como vicepresidente.

La infraestructura del tramo Cuestecitas – La Loma a 500 kilovoltios (kV) comprende 248 kilómetros y 511 torres de transmisión.

Enlaza, filial del Grupo Energía Bogotá (GEB), energizó el proyecto de transmisión de energía eléctrica Colectora en su tramo Cuestecitas – La Loma, circuitos 1 y 2 a 500 kilovoltios (kV).

La línea de transmisión de doble circuito del tramo Cuestecitas – La Loma comprende 248 kilómetros y 511 torres; además contempla la nueva subestación Colectora y la ampliación de las subestaciones La Loma y Nueva Cuestecitas, todas a 500 kV.

“Con la energización culminamos un esfuerzo técnico, operativo y constructivo en el que participamos con comunidades, autoridades, contratistas e interventoría, con el fin de integrar las energías renovables de La Guajira al sistema eléctrico nacional”, afirmó Fredy Zuleta, gerente General de Enlaza.

Una de las claves para avanzar en la construcción del proyecto Colectora ha sido el desarrollo de la gestión social a lo largo de su trazado, en el cual se ha logrado establecer un lazo de confianza y entendimiento con comunidades étnicas y no étnicas.

En ese marco se ha consolidado el relacionamiento con diversas etnias como los pueblos de la Sierra Nevada de Santa Marta, el pueblo Yukpa, comunidades afrodescendientes y comunidades wayuu. Con ellas se han surtido de manera asertiva los procesos de consulta previa, alcanzando la concertación de los acuerdos, cuyo nivel de cumplimiento avanza sobre un 86%.

Según Zuleta, en el proyecto Colectora, en su tramo Cuestecitas – La Loma, la empresa ha invertido más de 12 mil millones de pesos en compensaciones e inversión social, en beneficio de más de 177 mil personas de 121 comunidades, entre étnicas y no étnicas, con aproximadamente 80 iniciativas para mejorar la infraestructura comunitaria, el acceso al agua, mejoramiento de vías, instalación de luminarias, fortalecimiento de las economías propias y preservación de sus usos y costumbres, entre otras.

En el componente ambiental, Colectora aplicó medidas de prevención, manejo y seguimiento para minimizar los impactos sobre los ecosistemas. Se protegió la fauna en todas las torres intervenidas, se rescataron, trasladaron y protegieron especies forestales vedadas o de importancia ecológica, como el corazón fino, puy, olla de mono y guayacán de bola, además de dar manejo especializado a las cactáceas.

Igualmente, el equipo de Seguridad y Salud en el Trabajo (SST) lideró, junto con los técnicos, el análisis de riesgos y controles, que permitió, que en más de 600 mil horas/hombre trabajadas todos regresaran a sus hogares.

Las acciones prediales comprendieron la gestión de 417 predios en el trazado de la línea, logrando en su mayoría acuerdos directos y voluntarios. De igual manera, se alcanzó el 100% de disponibilidad predial y constructiva de los sitios de torre requeridos.

“Detrás de estas cifras está el trabajo de nuestros equipos, autoridades, contratistas, aliados y comunidades. A todos ellos, gracias por hacer posible este resultado, y permitir que sigamos avanzando en Colectora, un proyecto estratégico para el crecimiento del país”, concluyó Zuleta.

Los recursos prospectivos recuperables asociados a yacimientos no convencionales equivalen a cerca de 97 veces las reservas probadas actuales de gas natural y más de cuatro veces las reservas probadas de petróleo.

En el marco del IX Cumbre de Petróleo, Gas y Energía, los gremios de hidrocarburos, ACGGP, ACIEM, ACP y CAMPETROL, junto con representantes de la industria y el Gobierno Nacional, coincidieron en impulsar el desarrollo de todos los recursos disponibles para fortalecer la soberanía energética del país, incluidos los yacimientos no convencionales (fracking).

Colombia pierde capacidad para abastecerse de gas natural con producción propia y depende cada vez más de las importaciones. A octubre de 2026, el gas importado ya representaba el 40% de la demanda nacional. Sin nueva producción local, el país queda cada vez más expuesto a los precios internacionales y a los límites de su infraestructura de regasificación. En ese escenario, los no convencionales aparecen como una vía para recuperar reservas y autosuficiencia.

“Lo que haría falta es una medida administrativa para poder comenzar. Sin embargo, los inversionistas están esperando un escenario con condiciones estables y la garantía de que los procesos de consulta previa y licenciamiento se van a desarrollar de manera oportuna. Están a la espera de un régimen de inversiones competitivo”, expresó Frank Pearl, presidente de la ACP.

De acuerdo con los gremios y según el modelo de autosuficiencia del CREE, si este sector renace y los proyectos se concretan, se pueden generar para Colombia $695 billones adicionales en ingresos para el Estado de aquí a 2050.

Por su parte, el vicepresidente de Colombia, José Manuel Restrepo, sostuvo que el sector hidrocarburos representa una fuente importante de divisas, generación de empleo y participación en la economía nacional. Además, respaldó que el fracking es una oportunidad para el desarrollo de Colombia.

Los yacimientos no convencionales son una de las principales opciones de Colombia para recuperar su soberanía energética. Los recursos prospectivos recuperables de yacimientos no convencionales equivalen a cerca de 97 veces las reservas probadas actuales de gas

natural y más de cuatro veces las reservas probadas de petróleo, según el estudio (Yet to Find, 2021) de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de CAMPETROL, señaló que los no convencionales son uno de los pilares para recuperar las reservas del país. “El fracking puede multiplicar varias veces nuestras reservas. Hay que llevar a etapa comercial los proyectos en zonas como el Valle Medio del Magdalena y Cesar-Ranchería, y recuperar el tiempo perdido frente a Estados Unidos y Argentina, capitalizando la curva de aprendizaje y aplicando el Fracking 4.0 con las mejores prácticas del mercado”, afirmó.

Por su parte, Jaime Checa Jiménez, presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), añadió que el siguiente paso es convertir ese potencial en reservas. “Solo con perforación, pruebas de producción y datos reales del subsuelo sabremos cuánto de ese recurso puede convertirse en reservas”.

La industria solicita rapidez en el desarrollo de YNC

Durante su intervención, Alberto García, country Manager de Drummond, sostuvo que Colombia lleva cerca de 15 años discutiendo el desarrollo de los yacimientos no convencionales, por lo que considera que el país debe pasar de los debates a la ejecución. Según el directivo, existe una necesidad urgente de materializar estas iniciativas, especialmente por la situación del abastecimiento de gas natural.

“El próximo año debemos dar el siguiente paso para avanzar en el desarrollo de los yacimientos no convencionales. Estamos convencidos de que representan una oportunidad real para contribuir a la recuperación económica del país”, expresó García.

Por su parte, Felipe Bayón, presidente de GeoPark, señaló que Colombia podría avanzar en 2027 hacia el desarrollo de yacimientos no convencionales mediante fracking, sin necesidad de realizar previamente proyectos piloto. “Yo estoy convencido de que no necesitamos hacer los pilotos, podemos ir directamente a hacer el desarrollo comercial”, expresó.

Yeny Cortés, vicepresidente de Operaciones, Regalías y Participaciones de la ANH, indicó que la entidad tiene dos metas para lograr el desarrollo de los YNC. La primera es sacar los procesos de licenciamiento ambiental que están pendientes y el segundo es lograr perforar los pozos para poder tener la información dinámica en superficie que permita reconocer el recurso. “Quisiéramos que en los siguientes dos años se logre perforar ese pozo”, concluyó.

Bochica cuenta con cuatro transformadores que suman 160 MVA de capacidad y permitirá acompañar el crecimiento de la demanda energética de Cundinamarca con una proyección de crecimiento poblacional cercana al 16% hacia 2035.

Enel Colombia puso en operación la Subestación Eléctrica Bochica, infraestructura que fortalece la capacidad y confiabilidad del sistema eléctrico en la Sabana Centro de Cundinamarca, una región que comprende municipios como Gachancipá, Zipaquirá, Tocancipá y Nemocón, entre otros.

Ubicada en la vereda La Aurora, en Gachancipá, la Subestación permitirá atender las necesidades actuales y futuras de hogares, comercios e industrias de estos territorios.

Con una inversión cercana a los $73.000 millones, Bochica hace parte del Plan de Expansión Bogotá-Región 2030 y responde al incremento continuo de la demanda de energía en la Sabana Centro.

La nueva infraestructura ampliará la capacidad disponible de la red y fortalecerá las condiciones para acompañar el desarrollo de una región en la que, según el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), se proyecta un crecimiento poblacional cercano al 16 % hacia 2035.

La Subestación Bochica está conformada por cuatro transformadores que suman una capacidad total de 160 MVA y está conectada al sistema existente mediante nuevas líneas de transmisión a 115 kV que se enlazan con la línea Termozipa–Sesquilé. A esto se suman nuevos circuitos de distribución de media tensión que permiten llevar la energía hacia los diferentes usuarios de la zona.

Un proyecto que genera valor

La infraestructura fue puesta en operación después de siete meses de trabajo, con la participación de 150 personas vinculadas a la ejecución del proyecto. Además de fortalecer la infraestructura eléctrica, su construcción promovió la generación de empleo en la zona y la adquisición de bienes y servicios en el territorio.

Esta nueva Subestación beneficia directamente a más de 20.000 habitantes de Gachancipá y fortalece la infraestructura necesaria para atender a clientes residenciales, comerciales e industriales de la zona. Entre los usuarios y sectores beneficiados se encuentran empresas y desarrollos productivos de Gachancipá, Zipaquirá, Tocancipá y Nemocón, municipios que hacen parte del entorno de esta estructura.

Como parte del desarrollo del proyecto, Enel Colombia también desarrolló iniciativas orientadas a mejorar espacios educativos y comunitarios en Gachancipá. A través del programa Buena Energía para tu Escuela, en la Institución Educativa Presbítero Carlos Garavito, ubicada en la vereda La Aurora, se realizaron trabajos de mantenimiento y adecuación de espacios como la cancha múltiple, los baños de estudiantes y docentes, la cocina y la cubierta deportiva.

En la Villa Olímpica de Gachancipá, además, se adecuaron tres espacios comunitarios: VITA, un centro de vida sensorial para personas con discapacidad; el CDI Mundo Mágico, con un laboratorio de exploración y experiencias sensoriales y artísticas; y un espacio para adultos mayores, que incluye la Huerta de los Sabios. Estas iniciativas complementan la inversión en infraestructura eléctrica con acciones orientadas a generar valor para las comunidades del territorio.

Con la puesta en operación de la Subestación Bochica, Enel Colombia continúa fortaleciendo la infraestructura eléctrica de Cundinamarca, para acompañar el crecimiento de sus territorios, ampliar la capacidad de la red y contribuir a un servicio de energía más confiable para la región.

Durante la instalación de la IX Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, que se realiza en Cartagena del 4 al 6 de noviembre, gremios y gobierno coincidieron en revivir al sector de los hidrocarburos en el menor tiempo posible.

El país tiene recursos hidrocarburíferos en el subsuelo. En petróleo se podría llegar a una producción de más de un millón de barriles diarios por varios años, y en gas se llegaría a más de 3 mil millones de pies cúbicos diarios, más de cuatro veces la producción actual.

Además, Santander podría recuperar su liderazgo histórico en la producción de petróleo, si se le da vía libre a los yacimientos no convencionales, con lo cual extendería sus historia productiva por otros cien años.

Si se da el renacimiento del sector, la importación de gas sería cercana a cero entre 2031 y 2045, y la de crudo, cero hasta más allá de 2050.

Nelson Castañeda, presidente de CAMPETROL, resumió las iniciativas de recuperación con el plan que los gremios han llamado 4×4: cuatro pilares y cuatro habilitadores, con el fin de recuperar y garantizar la soberanía energética:

Pilar 1: Aumentar la producción

Hoy en Colombia solo se recupera el 15% del petróleo original de los yacimientos, pero cada punto adicional de recobro sumaría cerca de 800 millones de barriles, unos tres años de producción del país.

Y para impulsarlo, con el liderazgo de la ANH, el Comité Intersectorial de Hidrocarburos priorizó el recobro mejorado dentro de su estrategia de atenuar la declinación de los campos y aprovechar la infraestructura existente.

Pilar 2: Desarrollar el potencial de gas

Colombia cuenta con 10,5 terapiés cúbicos (TPC) de gas contingente, 74,5% costa afuera, que son seis veces las reservas probadas (1,7 TPC). En ese sentido, los gremios solicitan que los proyectos costa afuera sean declarados como PINES, con una mesa exclusiva de trámites, con el fin de acelerar su ejecución.

En esa dirección, la ANH ya creó el Grupo Estratégico de Aceleración de Proyectos de Gas para articular actores y resolver cuellos de botella.

Pilar 3: Yacimientos no convencionales

Los yacimientos no convencionales podrían multiplicar varias veces las reservas de petróleo y gas. Castañeda puso de ejemplo a Argentina, donde el 71% de su crudo y gas proviene de este tipo de yacimientos.

“Hay que llevar a etapa comercial los proyectos en zonas como el Magdalena Medio y Cesar-Ranchería, y recuperar el tiempo perdido frente a Estados Unidos y Argentina, capitalizando la curva de aprendizaje y aplicando el Fracking 4.0 con las mejores prácticas del mercado”, señaló Castañeda.

Pilar 4: Incrementar la exploración

La ANH reservó cerca de 20 millones de hectáreas para preparar un nuevo proceso de asignación de áreas, pero explorar con menos riesgo exige conocer el subsuelo.

En ese sentido, los gremios proponen un decreto que reconozca como activo estratégico la actividad, articule a las entidades y lleve más inversión en geología básica al Plan Nacional de Desarrollo.

Pero estos cuatro pilares necesitan condiciones habilitantes que permitan convertir el potencial en resultados concretos. Los gremios reúnen los habilitadores en los sectores ambiental, acelerar las licencias; seguridad, recuperarla en las zonas productoras; competitividad, bajar la tarifa de renta del 35% al 20% y dar estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria por 16 años; y por último gobernabilidad, la coordinación arrancó, ahora se requiere consolidarla.

En esa línea se enmarca el Régimen Único para Generar Estabilidad Empresarial (RUGE), propuesto por el Gobierno, incluido en el proyecto de Ley de Rescate Económico, un vehículo para reactivar la inversión en el sector.

“Colombia tiene todo para el Renacer energético: Tenemos las moléculas, el plan 4×4, un Gobierno con el liderazgo y determinación, la tecnología, el conocimiento, capital humano y una alianza entre el sector público y privado”, concluyó Castañeda.