Ecopetrol publicó su informe de reservas de 2025 y reportó una Tasa de Reposición de Reservas del 121%, la más alta en cuatro años. Este indicador (que mide cuántos barriles nuevos incorpora una petrolera por cada barril que produce) significa que la compañía no solo reemplazó toda su producción anual, sino que la superó.
Con este resultado, las reservas probadas totales ascendieron a 1.944 millones de barriles de petróleo equivalente (MBPE), un crecimiento de 2,7% frente a 2024. La cifra equivale a un índice de vida de reservas de 7,8 años, es decir, el tiempo estimado durante el cual podría mantenerse la producción actual con los recursos disponibles.
En contexto: Ecopetrol aumentó 2,7% sus reservas probadas en 2025 y alcanzó 1.944 millones de barriles equivalentes
Sin embargo, analistas de BTG Pactual y Citi alertaron que parte de ese resultado favorable estaría explicado por cambios regulatorios y no por nuevos hallazgos o mejoras operativas.
Analistas advierten efecto de cambio regulatorio en las reservas de Ecopetrol
De acuerdo con los reportes, cerca de 100 millones de barriles de petróleo equivalente —aproximadamente una tercera parte de las incorporaciones de 2025— no provienen de nuevos descubrimientos ni de mejoras técnicas en los yacimientos. Su origen estaría en un cambio regulatorio en la forma en que Ecopetrol paga las regalías al Estado.
Una resolución de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) formalizó que, en algunos campos, la empresa pasará de pagar regalías en especie, es decir, entregando barriles físicos, a hacerlo en efectivo. Al no tener que transferir esos barriles al regulador, la compañía pudo contabilizarlos como reservas propias.
La revelación fue incluida en un informe de BTG Pactual a sus clientes, en el que señala que, sin ese ajuste metodológico, la Tasa de Reposición de Reservas no habría sido del 121%, sino cercana al 80%. En otras palabras, la empresa no habría logrado reemplazar la totalidad de los barriles producidos durante el año.
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Según el banco, ese 80% está “en línea con sus estimaciones y refleja un precio del crudo Brent más bajo” (US$68,64 por barril frente a US$79,69 el año anterior, una caída del 13,9%). Para Citi, en cambio, ese nivel es “una cifra débil y en deterioro frente al 92% registrado en 2024”.
BTG Pactual agregó que, sin el efecto regulatorio, las adiciones totales de reservas habrían sido de 204 millones de barriles equivalentes de petróleo, 23% menos que el año anterior. En ese escenario, las reservas probadas (1P) se ubicarían en 1.844 millones de barriles equivalentes, lo que representaría una caída de 2,5%.
Con esas cifras, el índice de vida de reservas (RLI) sería de 7,4 años —ligeramente inferior al del año previo—. Además, el banco subrayó que las ampliaciones y nuevos descubrimientos apenas explicaron el 5,3% del total incorporado en 2025, mientras que las adquisiciones no aportaron reservas adicionales, ya que la transacción del bloque CPO-09 había sido registrada en el informe del año anterior.
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El reporte también omitió un desglose entre líquidos y gas, una ausencia que BTG Pactual considera relevante “dado el creciente debate sobre el suministro de gas tras convertirse Colombia en importador neto en 2024”, un factor que ha intensificado la discusión sobre la autosuficiencia energética del país.
¿Qué responde Ecopetrol? Defiende sus cifras de reservas
Como respuesta a estas alertas, Ecopetrol señaló que sus reservas fueron certificadas por tres firmas internacionales independientes: Ryder Scott Company, DeGolyer & MacNaughton y GaffneyCline & Associates.
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En materia de recobro mejorado, la compañía informó que este factor aportó el 47% de las incorporaciones, equivalente a 143 millones de barriles de petróleo. En total, indicó, la adición de reservas alcanzó 286 millones de barriles, lo que se traduce en un índice de reposición de 140%.
Juan Carlos Hurtado, vicepresidente ejecutivo de Hidrocarburos, explicó que “la gestión de la producción y la ejecución de proyectos produjo más de 53 millones de barriles en campos como Castilla, Chichimene, Rubiales, Caño Sur y Pauto. Además, se agregaron 16 millones de barriles por retenciones y descuentos”.
No obstante, la compañía reconoció que, pese a los avances operativos, los indicadores financieros se vieron afectados por la caída del precio internacional del petróleo Brent y por la revaluación del peso frente al dólar, factores que reducen los ingresos en moneda local al momento de comercializar el crudo.
Durante el año, Ecopetrol también reportó mejoras en la optimización de sus operaciones para elevar los márgenes y generar nuevas reservas. Camilo Barco, vicepresidente de la compañía, señaló que estas acciones tuvieron un impacto positivo en activos estratégicos como Castilla, Rubiales y Apiay, con reducciones en costos de energía, intervenciones a pozo, contratos y otros gastos operativos.
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Gobernanza, riesgo reputacional y Cuenca Pérmica: los focos de preocupación del mercado sobre Ecopetrol
El informe de BTG Pactual también puso el foco en factores que van más allá de las cifras de reservas. Uno de ellos es la situación judicial que enfrenta el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, quien estaría próximo a ser imputado en marzo por la Fiscalía General de la Nación por dos presuntos delitos.
Según la firma, las conversaciones con inversionistas reflejan inquietudes sobre la gobernanza corporativa y el riesgo reputacional de la petrolera estatal.
“Las conversaciones subrayan las preocupaciones sobre la gobernanza y el riesgo reputacional en la petrolera estatal, con planes de contingencia en marcha en caso de que sea necesaria una transición de liderazgo”, señaló BTG Pactual.
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Otro punto que genera atención en el mercado es el futuro de la operación en la Cuenca Pérmica. Actualmente, Ecopetrol adelanta junto con Occidental Petroleum una revisión estratégica para definir si se extiende la empresa conjunta vigente o si se migra hacia un acuerdo operativo conjunto (JOA).
BTG Pactual destacó que, incluso bajo una estructura de JOA, Ecopetrol mantendría la propiedad de una superficie valorada en varios miles de millones de dólares, lo que preserva una importante opcionalidad de largo plazo.
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Además, indicó que las recientes declaraciones presidenciales sobre la cuenca y una eventual desinversión se están evaluando dentro de una estrategia más amplia de optimización de portafolio y de fusiones y adquisiciones de la compañía.
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