Q2 2026 Ecopetrol SA Earnings Call

Speaker #1: Buenos días. Mi nombre es Natalia y seré la operadora de la conferencia de hoy. Damos la bienvenida a todos los participantes a esta llamada de conferencia.

Operator: Buenos días. Mi nombre es Natalia y seré la Operadora de la conferencia de hoy. Damos la bienvenida a todos los participantes a esta llamada de conferencia, en la que se presentarán los resultados financieros y operativos del Q2 2026. Al final de la presentación, se llevará a cabo una sesión de preguntas y respuestas. Antes de comenzar, es importante mencionar que los comentarios de la alta gerencia de Ecopetrol incluyen proyecciones sobre el desempeño futuro de la empresa, las cuales no constituyen ningún compromiso de resultados futuros ni tampoco consideran riesgos o incertidumbres que pudiesen materializarse. En consecuencia, Ecopetrol no asume ninguna responsabilidad en el evento que los resultados futuros sean diferentes a las proyecciones mencionadas durante esta llamada. Esta conferencia será liderada por el Señor Juan Carlos Hurtado, Presidente Encargado de Ecopetrol.

Speaker #1: En la que se presentarán los resultados financieros y operativos del segundo trimestre de 2026. Al final de la presentación, se llevará a cabo una sesión de preguntas y respuestas.

Speaker #1: Antes de comenzar, es importante mencionar que los comentarios de la alta gerencia de Ecopetrol incluyen proyecciones sobre el desempeño futuro de la empresa, las cuales no constituyen ningún compromiso de resultados futuros, ni tampoco consideran riesgos o incertidumbres que pudiesen materializarse.

Speaker #1: En consecuencia, Ecopetrol no asume ninguna responsabilidad en el evento que los resultados futuros sean diferentes a las proyecciones mencionadas durante esta llamada. Esta conferencia será liderada por el señor Juan Carlos Hurtado, presidente encargado de Ecopetrol.

Speaker #1: Adicionalmente, participan Camilo Barco, vicepresidente corporativo de Finanzas y Valor Sostenible, y Carlos Mauricio Ávila, vicepresidente ejecutivo de Hidrocarburos encargado. Gracias por su atención. Señor Hurtado, puede comenzar.

Operator: Adicionalmente, participan Camilo Barco, Vicepresidente Corporativo de Finanzas y Valor Sostenible, y Carlos Mauricio Ávila, Vicepresidente Ejecutivo de Hidrocarburos Encargado. Gracias por su atención. Señor Hurtado, puede comenzar.

Speaker #2: Bienvenidos a nuestra llamada de resultados del segundo trimestre de 2026. Les habla Juan Carlos Hurtado Parra, presidente encargado del Grupo Ecopetrol. Durante el segundo trimestre, el Grupo Ecopetrol logró capitalizar un entorno favorable en los mercados internacionales de crudo y combustibles, apoyado en la fortaleza de nuestro modelo integrado: una gestión comercial diferenciada y una ejecución operativa disciplinada.

Juan Carlos Hurtado Parra: Bienvenidos a nuestra llamada de resultados del Q2 2026. Les habla Juan Carlos Hurtado Parra, Presidente Encargado del Grupo Ecopetrol. Durante el Q2, el Grupo Ecopetrol logró capitalizar un entorno favorable en los mercados internacionales de crudo y combustibles, apoyado en la fortaleza de nuestro modelo integrado, una gestión comercial diferenciada y una ejecución operativa disciplinada. Como resultado, alcanzamos ingresos por COP 40.2 billion, un EBITDA de COP 17.7 billion y una utilidad neta de COP 6.1 billion, con crecimientos de 35%, 59%, and 235% respectivamente frente al mismo periodo del año anterior. Estos resultados reflejan nuestra capacidad para capturar valor a lo largo de la cadena y fueron impulsados principalmente por tres factores. Primero, un entorno favorable de precios con un Brent promedio de $97 per barrel y una sólida recuperación de los márgenes internacionales de refinación.

Speaker #2: Como resultado, alcanzamos ingresos por $40.2 billones de pesos, un EBITDA de $17.7 billones de pesos y una utilidad neta de $6.1 billones de pesos, con crecimientos de 35%, 59% y 235%, respectivamente, frente al mismo período del año anterior.

Speaker #2: Estos resultados reflejan nuestra capacidad para capturar valor a lo largo de la cadena, y fueron impulsados principalmente por tres factores: primero, un entorno favorable de precios, con un buen promedio de $97 por barril y una sólida recuperación de los márgenes internacionales de refinación; segundo, una gestión comercial diferenciada que permitió mejorar los diferenciales de nuestros crudos en $3.67 por barril frente al primer trimestre, aun en un contexto desafiante para los crudos pesados; y tercero, una sólida ejecución operacional en transporte y refinación, con este último aportando significativamente a la generación de valor del trimestre.

Juan Carlos Hurtado Parra: Segundo, una gestión comercial diferenciada que permitió mejorar diferenciales de nuestros crudos en $3.67 per barrel frente al Q1, aún en un contexto desafiante para los crudos pesados. Tercero, una sólida ejecución operacional en transporte y refinación, con este último aportando significativamente a la generación de valor del trimestre. En materia de inversión, continuamos avanzando conforme a lo previsto. Al cierre de junio, ejecutamos $2,985 million, manteniendo el foco en producción, seguridad energética, infraestructura estratégica y proyectos de transición energética que respaldan la competitividad y el crecimiento futuro del grupo. Asimismo, durante el semestre cumplimos con el cronograma de pagos de dividendos aprobado por la Asamblea General de Accionistas. Reafirmamos nuestro compromiso con la generación de valor para todos nuestros accionistas.

Speaker #2: En materia de inversión, continuamos avanzando conforme a lo previsto. Al cierre de junio, ejecutamos 2.985 millones de dólares, manteniendo el foco en producción, seguridad energética e infraestructura estratégica, y proyectos de transición energética que respaldan la competitividad y el crecimiento futuro del grupo.

Speaker #2: Asimismo, durante el semestre cumplimos con el cronograma de pagos de dividendos aprobado por la Asamblea General de Accionistas. Reafirmamos nuestro compromiso con la generación de valor para todos nuestros accionistas.

Speaker #2: Respecto al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, durante el trimestre recibimos un pago de $1 billón de pesos correspondiente a la causación del segundo trimestre de 2025.

Juan Carlos Hurtado Parra: Respecto al Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, durante el trimestre recibimos un pago de COP 1 billion correspondiente a la causación del Q2 2025. Adicionalmente, el incremento de los precios internacionales generó una acumulación cercana a COP 6 billion durante el H1 2026, cuya gestión continuaremos adelantando con el Gobierno nacional. Pasemos a la siguiente diapositiva para revisar los principales hitos operativos del trimestre. En materia operativa, continuamos avanzando en nuestras prioridades estratégicas y fortaleciendo las capacidades que respaldan el crecimiento sostenible del grupo. En exploración, perforamos 3 pozos durante el trimestre, para un total de 8 pozos en el primer semestre.

Speaker #2: Adicionalmente, el incremento de los precios internacionales generó una acumulación cercana a $6 billones de pesos durante el primer semestre de 2026, cuya gestión continuaremos adelantando con el Gobierno Nacional.

Speaker #2: Pasemos a la siguiente diapositiva para revisar los principales hitos operativos del trimestre. En materia operativa, continuamos avanzando en nuestras prioridades estratégicas y fortaleciendo las capacidades que respaldan el crecimiento sostenible del grupo.

Speaker #2: En exploración, perforamos tres pozos durante el trimestre para un total de ocho pozos en el primer semestre, destacamos los avances de Copoazú 1 en el Caribbean Offshore y, posteriormente, al cierre de este trimestre, el descubrimiento de Sandía 1.

Juan Carlos Hurtado Parra: Destacamos los avances de Copoazú-1 en el Caribe offshore y posteriormente al cierre de este trimestre, el descubrimiento de Sandía-1, hitos que continúan consolidando el potencial gasífero de la región y fortaleciendo las perspectivas de incorporación de recursos para el grupo. En el frente de crecimiento inorgánico, avanzamos en el proceso relacionado con Brava Energía tras la autorización de la CVM de Brasil para reactivar la oferta pública de adquisición. Comunicaremos oportunamente al mercado los resultados y las decisiones correspondientes. En comercialización, seguimos fortaleciendo nuestra plataforma internacional mediante la ampliación de mercados, la incorporación de nuevos clientes y el desarrollo de capacidades de trading. Iniciativas como la nueva estrategia comercial de Petco, la implementación de esquemas de time charter y la diversificación de puertos y destinos permitieron capturar mayores márgenes y generar valor adicional para el Ecopetrol Group.

Speaker #2: Hitos que continúan consolidando el potencial gasífero de la región y fortaleciendo las perspectivas de incorporación de recursos para el grupo. En el frente de crecimiento inorgánico, avanzamos en el proceso relacionado con Brava Energía, tras la autorización de la CBM de Brasil para reactivar la oferta pública de adquisición.

Speaker #2: Comunicaremos oportunamente al mercado los resultados y las decisiones correspondientes. En comercialización, seguimos fortaleciendo nuestra plataforma internacional mediante la ampliación de mercados, la incorporación de nuevos clientes y el desarrollo de capacidades de trading. Iniciativas como la nueva estrategia comercial de Petcoop, la implementación de esquemas de time charter y la diversificación de puertos y destinos permitieron capturar mayores márgenes y generar valor adicional para el Grupo Ecopetrol.

Speaker #2: En nuestro negocio de gas y energías para la transición, continuamos contribuyendo a la seguridad energética del país. Como Grupo Ecopetrol, abastecemos cerca del 62% de la demanda nacional de gas natural.

Juan Carlos Hurtado Parra: En nuestro negocio de gas y energías para la transición, continuamos contribuyendo a la seguridad energética del país. Como Ecopetrol Group abastecemos cerca del 62% de la demanda nacional de gas natural, mientras seguimos desarrollando soluciones para ampliar la oferta disponible para el mercado. En 2026 hemos ofertado 293 GigaBTU de gas natural en firme de largo plazo. Por su parte, el negocio de transmisión y vías mantuvo una dinámica positiva, con nuevas adjudicaciones por $428 million que fortalecen el crecimiento y las perspectivas de generación de valor de ISA y sus filiales. En producción alcanzamos 706,000 barriles equivalentes por día. Este resultado reflejó afectaciones de entorno y eléctricos en algunos activos estratégicos y de crecimiento.

Speaker #2: Mientras seguimos desarrollando soluciones para ampliar la oferta disponible para el mercado, en 2026 hemos ofertado 293 GBT de gas natural en firme de largo plazo.

Speaker #2: Por su parte, el negocio de transmisión y vías mantuvo una dinámica positiva, con nuevas adjudicaciones por 428 millones de dólares que fortalecen el crecimiento y la perspectiva de generación de valor de ISA y sus filiales.

Speaker #2: En producción, alcanzamos 706 mil barriles equivalentes por día. Este resultado reflejó afectaciones de entorno y eléctricas en algunos activos estratégicos y de crecimiento. La más delicada fue un bloqueo que duró 76 días, afectando las operaciones en los campos ubicados en el departamento del Meta.

Juan Carlos Hurtado Parra: El más delicado: un bloqueo que duró 76 días, afectando las operaciones en los campos ubicados en el departamento del Meta y retrasando la ejecución de proyectos claves para el incremento de capacidad en facilidades de tratamiento. De cara al H2, estamos ejecutando acciones específicas para recuperar estos volúmenes. Mantenemos además un seguimiento permanente de los riesgos asociados al entorno operativo y climático, incluido el potencial impacto del fenómeno del Niño. En transporte, los volúmenes movilizados crecieron 4% frente al mismo trimestre del año anterior, impulsados por la optimización de corredores logísticos y mayores entregas de productos refinados. Finalmente, en refinación alcanzamos la mayor carga trimestral de nuestra historia con 439,000 barriles por día, lo que representa un crecimiento de 6% frente al Q2 2025.

Speaker #2: Y retrasando la ejecución de proyectos claves para el incremento de capacidad en facilidades de tratamiento. De cara al segundo semestre, estamos ejecutando acciones específicas para recuperar estos volúmenes. Mantenemos, además, un seguimiento permanente de los riesgos asociados al entorno operativo y climático, incluido el potencial impacto del fenómeno El Niño.

Speaker #2: En transporte, los volúmenes movilizados crecieron 4% frente al mismo trimestre del año anterior, impulsados por la optimización de corredores logísticos y mayores entregas de productos refinados.

Speaker #2: Finalmente, en refinación, alcanzamos la mayor carga trimestral de nuestra historia, con 439 mil barriles por día, lo que representa un crecimiento de 6 por ciento frente al segundo trimestre de 2025.

Speaker #2: Gracias a una elevada disponibilidad operativa y a un entorno favorable de márgenes, este segmento se consolidó como uno de los principales generadores de valor del grupo durante el trimestre.

Juan Carlos Hurtado Parra: Gracias a una elevada disponibilidad operativa y un entorno favorable de márgenes, este segmento se consolidó como uno de los principales generadores de valor del Group durante el trimestre. Con esto le doy la palabra a Camilo Barco para profundizar en los resultados financieros.

Speaker #2: Con esto, le doy la palabra a Camilo Barco para profundizar en los resultados financieros.

Speaker #1: Gracias, Juan Carlos. Los resultados del segundo trimestre de 2026 evidencian la solidez del modelo integrado de Ecopetrol, nuestra capacidad para maximizar valor en un entorno de precios favorable, y la flexibilidad de los activos; todo ello acompañado de una rigurosa disciplina financiera y de capital.

Camilo Barco Muñoz: Gracias, Juan Carlos. Los resultados del Q2 2026 evidencian la solidez del modelo integrado de Ecopetrol, nuestra capacidad para maximizar valor en un entorno de precios favorable y la flexibilidad de los activos, todo ello acompañado de una rigurosa disciplina financiera y de capital. Durante el trimestre, el Ecopetrol Group generó un EBITDA de COP 17.7 billion, con un crecimiento del 59% frente al Q2 2025 y un margen EBITDA del 44%, superior en cerca de 6 percentage points al registrado el mismo periodo del año pasado. Esta evolución fue impulsada por el destacado aporte del segmento de refinación, que registró márgenes y cargas récord para un Q2. Adicionalmente, se sumaron mayores volúmenes transportados y una efectiva gestión comercial que nos permitieron aprovechar de la mejor manera las condiciones del mercado. Como resultado, continuamos fortaleciendo nuestra posición financiera.

Speaker #1: Durante el trimestre, el Grupo Ecopetrol generó un EBITDA de $17.7 billones, con un crecimiento del 59 por ciento frente al segundo trimestre de 2025 y un margen EBITDA del 44 por ciento.

Speaker #1: Superior en cerca de 6 puntos porcentuales el registrado el mismo periodo del año pasado. Esta evolución fue impulsada por el destacado aporte del segmento de refinación, que registró márgenes y cargas récord para un segundo trimestre.

Speaker #1: Adicionalmente, se sumaron mayores volúmenes transportados y una efectiva gestión comercial que nos permitieron aprovechar de la mejor manera las condiciones del mercado. Como resultado, continuamos fortaleciendo nuestra posición financiera, el indicador de deuda bruta EBITDA cerró en dos veces a nivel de grupo y en 1.3 veces excluyendo la deuda de ISA, mientras la cobertura de intereses mantuvo su tendencia favorable frente al trimestre anterior.

Camilo Barco Muñoz: El indicador de deuda bruta EBITDA cerró en 2.0x a nivel de Group y en 1.3x excluyendo la deuda de ISA, mientras la cobertura de intereses mantuvo su tendencia favorable frente al trimestre anterior. Al cierre del H1 ejecutamos USD 2,985 million. Esto en inversiones orgánicas, en línea con lo estimado en el plan. Las inversiones se ejecutaron mayoritariamente en Colombia con un 71%, seguidas por Brasil con un 22% y por US y otros países con el 7%. El nivel de la ejecución refleja una asignación disciplinada de recursos enfocada en proyectos de alto valor, la continuidad de la operación y el crecimiento rentable, preservando al mismo tiempo la flexibilidad financiera del Group.

Speaker #1: Al cierre del primer semestre, ejecutamos 2.985 millones de dólares, esto en inversiones orgánicas, en línea con lo estimado en el plan. Las inversiones se ejecutaron mayoritariamente en Colombia, con un 71 por ciento, seguidas por Brasil con un 22 por ciento y por Estados Unidos y otros países con el 7 por ciento.

Speaker #1: El nivel de la ejecución refleja una asignación disciplinada de recursos, enfocada en proyectos de alto valor, la continuidad de la operación y el crecimiento rentable, preservando al mismo tiempo la flexibilidad financiera del grupo.

Speaker #1: Por línea de negocio, cerca del 63 por ciento de las inversiones se destinaron al segmento hidrocarburos, seguido por transmisión y vías con el 29 por ciento y energías para la transición con el 8 por ciento.

Camilo Barco Muñoz: Por línea de negocio, cerca del 63% de las inversiones se destinaron al segmento de hidrocarburos, seguido por transmisión y vías con el 29% y energías para la transición con el 8%. Las eficiencias continuaron consolidándose como una palanca estructural de generación de valor, aportando COP 2.6 billion al H1 2026, el nivel más alto registrado para este periodo. De este monto, el 63% impactó favorablemente el EBITDA, el 20% el CapEx y el 17% restante el capital de trabajo. Pasemos a la siguiente diapositiva. Al cierre del H1 2026, el Ecopetrol Group alcanzó una utilidad neta de COP 9 billion, igualando en solo 6 months la ganancia obtenida durante todo el 2025. La variación de la utilidad neta se explica principalmente por 3 factores.

Speaker #1: Las eficiencias continuaron consolidándose como una palanca estructural de generación de valor, aportando $2,6 billones de pesos al primer semestre de 2026, el nivel más alto registrado para este periodo.

Speaker #1: De este monto, el 63 por ciento impactó favorablemente el EBITDA, el 20 por ciento el CAPEX y el 17 por ciento restante el capital de trabajo.

Speaker #1: Pasemos a la siguiente diapositiva. Al cierre del primer semestre de 2026, el Grupo Ecopetrol alcanzó una utilidad neta de $9 billones de pesos, igualando en solo seis meses la ganancia obtenida durante todo el 2025.

Speaker #1: La variación de la utilidad neta se explica principalmente por tres factores: Primero, los factores de mercado que aportaron un efecto neto positivo de $5,6 billones, impulsados por una gestión comercial efectiva que permitió capturar los beneficios del entorno de precios; el incremento del precio promedio de Brent de $71 a $88 por barril y el efecto neto de los diferenciales de crudo y productos aportaron en conjunto una variación positiva de $7,6 billones. Este efecto fue compensado parcialmente por el impacto de una menor tasa de cambio y las presiones inflacionarias en costos y gastos, las cuales representaron $2 billones de pesos.

Camilo Barco Muñoz: Primero, los factores de mercado que aportaron un efecto neto COP +5.6 billion, impulsados por una gestión comercial efectiva que permitió capturar los beneficios del entorno de precios. El incremento del precio promedio de Brent de $71 to $88 per barrel y el efecto neto de los diferenciales de crudo y productos aportaron en conjunto una variación COP +7.6 billion. Este efecto fue compensado parcialmente por el impacto de una menor tasa de cambio y las presiones inflacionarias en costos y gastos, las cuales representaron COP 2 billion. Segundo, los factores tributarios impactaron el resultado en COP 1.2 billion, efecto que se explica por la sobretasa del impuesto de renta, que pasó del 0% en 2025 al 10% en 2026, en línea con la proyección del Brent para este año y por el reconocimiento del nuevo impuesto al patrimonio.

Speaker #1: Segundo, los factores tributarios impactaron el resultado en $1.2 billones, efecto que se explica por la sobretasa del impuesto de renta que pasó del 0 por ciento en 2025 al 10 por ciento en 2026, en línea con la proyección del Brent para este año, y por el reconocimiento del nuevo impuesto al patrimonio.

Speaker #1: Tercero, los factores financieros y otros tuvieron un impacto negativo de $300 mil millones, asociado principalmente a la operación de liquidez sobre los saldos de impuestos a favor.

Camilo Barco Muñoz: Tercero, los factores financieros y otros tuvieron un impacto COP -300 billion, asociado principalmente a la operación de liquidez sobre los saldos de impuestos a favor. Durante Q2 2026, la utilidad neta mantuvo su tendencia creciente y alcanzó los COP 6.1 billion, equivalente a 3.4 times la registrada en el mismo periodo del año anterior y el nivel trimestral más alto registrado desde Q4 2022. Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor. Al cierre de June 2026, el Grupo Ecopetrol registró una caja consolidada de COP 11.3 billion, manteniendo una sólida capacidad financiera para respaldar la operación, ejecutar el plan de inversiones y atender oportunamente los compromisos con acreedores y accionistas.

Speaker #1: Durante el segundo trimestre de 2026, la utilidad neta mantuvo su tendencia creciente, alcanzó los $6,1 billones, equivalente a 3,4 veces la registrada en el mismo período del año anterior, y el nivel trimestral más alto registrado desde el cuarto trimestre de 2022.

Speaker #1: Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor. Al cierre de junio de 2026, el Grupo Ecopetrol registró una caja consolidada de $11,3 billones de pesos, manteniendo una sólida capacidad financiera para respaldar la operación, ejecutar el plan de inversiones y atender oportunamente los compromisos con acreedores y accionistas.

Speaker #1: Durante el primer semestre, el flujo de caja operativo alcanzó los $14,1 billones, impulsado por el efecto positivo de los mejores precios, el recaudo del FEPC y la gestión del capital de trabajo a través de la compensación de saldos de impuestos a favor y la gestión de inventarios.

Camilo Barco Muñoz: Durante H1, el flujo de caja operativo alcanzó los COP 14.1 billion, impulsado por el efecto positivo de los mejores precios, el recaudo del FEPC y la gestión del capital de trabajo a través de la compensación de saldos de impuestos a favor y la gestión de inventarios. El flujo de actividades de inversión representó una salida de COP 8.4 billion, asociada principalmente al CapEx en Ecopetrol S.A., Brasil, ISA y Permian. Como resultado, el grupo generó un flujo de caja libre de COP 6 billion, demostrando la capacidad del negocio para financiar su crecimiento de manera sostenible. Entre las principales salidas de efectivo del periodo se encuentra el pago de COP 6 billion en dividendos, tanto a los accionistas de Ecopetrol como a los accionistas no controlantes de las filiales.

Speaker #1: El flujo de actividades de inversión representó una salida de $8,4 billones, asociada principalmente al CAPEX en Ecopetrol S.A., Brasil, ISA y Permia. Como resultado, el Grupo generó un flujo de caja libre de $6 billones, demostrando la capacidad del negocio para financiar su crecimiento de manera sostenible.

Speaker #1: Entre las principales salidas de efectivo del periodo se encuentra el pago de $6 billones de pesos en dividendos, tanto a los accionistas de Ecopetrol como a los accionistas no controlantes de las filiales.

Speaker #1: Adicionalmente, el flujo neto de financiación y otros conceptos ascendió a $1,1 billones, en su mayoría por el pago del servicio de la deuda. En relación con el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPEC), al cierre de junio de 2026, la cuenta por cobrar se ubicó en $8 billones. Este saldo incluye cerca de $2 billones correspondientes a 2025 y una causación de $6 billones en lo corrido de 2026.

Camilo Barco Muñoz: Adicionalmente, el flujo neto de financiación y otros conceptos ascendió a COP 1.1 billion, en su mayoría por el pago de servicio de la deuda. En relación con el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, FEPC, al cierre de June 2026, la cuenta por cobrar se ubicó en COP 8 billion. Este saldo incluye cerca de COP 2 billion correspondientes a 2025 y una causación de COP 6 billion en lo corrido de 2026. Por compañía, el 79% del saldo corresponde a Ecopetrol y el 21% restante a la Refinería de Cartagena S.A.S. Para cierre de 2026, estimamos que el saldo de la cuenta por cobrar del FEPC se ubicará entre COP 8 and COP 12 billion. Esto sujeto principalmente a la evolución del Brent y la tasa de cambio. Durante Q2 2026 continuamos fortaleciendo nuestra posición financiera mediante una gestión activa de la liquidez.

Speaker #1: Por compañía, el 79% del saldo corresponde a Ecopetrol y el 21% restante a la Refinería de Cartagena. Para el cierre de 2026, estimamos que el saldo de la cuenta por cobrar del FEPEC se ubicará entre los 8 y los 12 billones de pesos.

Speaker #1: Esto está sujeto principalmente a la evolución del Brent y la tasa de cambio. Durante el segundo trimestre de 2026 continuamos fortaleciendo nuestra posición financiera mediante una gestión activa de la liquidez. Esto incluyó la compensación de saldos de impuestos a favor por $3.3 billones y la movilización de recursos al interior del grupo por $716 millones de dólares, iniciativas que contribuyeron a optimizar la liquidez y fortalecer la flexibilidad financiera de la compañía.

Camilo Barco Muñoz: Esto incluyó la compensación de saldos de impuestos a favor por COP 3.3 billones y la movilización de recursos al interior del grupo por $716 millones, iniciativas que contribuyeron a optimizar la liquidez y fortalecer la flexibilidad financiera de la compañía. Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor.

Speaker #1: Pasemos a la siguiente diapositiva, por favor.

Speaker #2: Gracias, Camilo. Continuamos con la línea de hidrocarburos. En exploración, continuamos con la ejecución de las actividades según el plan, lo cual nos permite el día de hoy compartir una muy buena noticia para el país, y es el anuncio en relación con el pozo Sandía 1 en el offshore del Caribe colombiano.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Gracias, Camilo. Continuamos con la línea de hidrocarburos. En exploración continuamos con la ejecución de las actividades según el plan, lo cual nos permite el día de hoy compartir una muy buena noticia para el país y es el anuncio en relación con el pozo Sandía-1 en el offshore del Caribe colombiano. Al cierre del H1, perforamos ocho pozos exploratorios con dos descubrimientos exitosos. En el mes de marzo anunciamos el descubrimiento en el pozo Copoazú-1, ubicado en el bloque GUA-OFF-0, y hoy podemos compartir que este alcanzó durante sus pruebas iniciales una tasa máxima de 35 millones de pies cúbicos por día, volumen que inclusive se limitó a la máxima capacidad de las facilidades de prueba.

Speaker #2: Al cierre del primer semestre, perforamos ocho pozos exploratorios con dos descubrimientos exitosos. En el mes de marzo, anunciamos el descubrimiento en el pozo Copoazú-1, ubicado en el bloque Guajira Offshore 0, y hoy podemos compartir que este alcanzó, durante sus pruebas iniciales, una tasa máxima de 35 millones de pies cúbicos por día, volumen que incluso se limitó por la máxima capacidad de las facilidades de prueba.

Speaker #2: El segundo es Visvita Sur, unos hay tras dos, ubicado en el área del contrato de exploración y producción Llanos 123, el cual es operado por GeoPark en asociación con nuestra filial Jocol, cada uno con un 50% de participación, y el cual fue incorporado rápidamente a producción al integrarse al área comercial del descubrimiento Saltador.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: El segundo es Disvita Sur-1, Sidetrack 2, ubicado en el área del contrato de exploración y producción Llanos 123, el cual es operado por GeoPark en asociación con nuestra filial Hocol, cada uno con un 50% de participación y el cual fue incorporado rápidamente a producción al integrarse al área comercial del descubrimiento Saltador. Como lo mencioné al inicio, el día de hoy, en conjunto con nuestro socio Petrobras, hemos anunciado el descubrimiento en el pozo Sandía-1, ubicado también en el bloque GUA-OFF-0, ampliando así el potencial de recursos de gas en el área. Respecto al proyecto Sirius, se suscribieron con nuestra filial Hocol los contratos para el desarrollo de la ingeniería y el licenciamiento de las facilidades de procesamiento de gas en Ballena. Adicionalmente, se alcanzaron avances significativos en el frente de consultas previas con las 120 comunidades certificadas.

Speaker #2: Como lo mencioné al inicio, el día de hoy, en conjunto con nuestro socio Petrobras, hemos anunciado el descubrimiento en el pozo Sandía-1, ubicado también en el bloque Guajira Offshore 0, ampliando así el potencial de recursos de gas en el área.

Speaker #2: Respecto al proyecto Sirius, se suscribieron con nuestra filial Jocol los contratos para el desarrollo de la ingeniería y el licenciamiento de las facilidades de procesamiento de gas en Ballena.

Speaker #2: Adicionalmente, se alcanzaron avances significativos en el frente de consultas previas con las 120 comunidades certificadas. Estos hitos permiten mantener el cronograma previsto para la radicación del estudio de impacto ambiental durante el primer trimestre de 2027.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Estos hitos permiten mantener el cronograma previsto para la radicación del estudio de impacto ambiental durante el Q1 de 2027. En el Piedemonte Llanero completamos la perforación del pozo Floreña N-18Y Sidetrack 1, alcanzando la profundidad objetivo en el mes de junio y actualmente estamos avanzando con la evaluación de las zonas de interés para validar su potencial. Asimismo, durante el trimestre se radicaron los estudios de impacto ambiental de los descubrimientos Tinamú, Magnus y Quimera, ubicados en el bloque CPO-09, continuando con el proceso de maduración de estos recursos hacia sus futuras fases de desarrollo. Vamos a la siguiente lámina, por favor. Aquí vamos a hablar un poco más en detalle sobre Sandía.

Speaker #2: En el pie de Monte Llanero, completamos la perforación del pozo Floreña N18Y, Site Rat 1, alcanzando la profundidad objetivo en el mes de junio y, actualmente, estamos avanzando con la evaluación de las zonas de interés para validar su potencial.

Speaker #2: Asimismo, durante el trimestre se radicaron los estudios de impacto ambiental de los descubrimientos Tinamú, Magnus y Quimera, ubicados en el bloque CPO-09, continuando con el proceso de maduración de estos recursos hacia sus futuras fases de desarrollo.

Speaker #2: Vamos a la siguiente lámina, por favor. Aquí vamos a hablar un poco más en detalle sobre Sandía. Básicamente, como les mencioné, junto con Petrobras confirmamos el día de hoy un nuevo descubrimiento de gas natural con la perforación del pozo Sandía 1 en el bloque Guajira Offshore 0, el cual se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la costa colombiana y a una profundidad total de 5,440 metros.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Básicamente, como les mencioné, junto con Petrobras, confirmamos el día de hoy un nuevo descubrimiento de gas natural con la perforación del pozo Sandía-1 en el bloque GUA-OFF-0, el cual se encuentra ubicado a 42 km de la costa colombiana y a una profundidad total de 5,440 m. Este hallazgo, localizado a 18 km de Sirius y a 9 km de Copoazú-1, ratifica el potencial gasífera de esta región del offshore colombiano y refuerza las perspectivas de incorporación de recursos que podrían contribuir a la seguridad energética del país y la región. Tras finalizar la perforación del pozo y alcanzar su profundidad objetivo el 29 July 2024, avanzamos en la evaluación de los intervalos con presencia de gas para determinar sus características y estimar su potencial de recursos. Siguiente lámina, por favor.

Speaker #2: Este hallazgo, localizado a 18 kilómetros de Sirius y a 9 kilómetros de Copoazú 1, ratifica el potencial gasífero de esta región del offshore colombiano y refuerza las perspectivas de incorporación de recursos que podrían contribuir a la seguridad energética del país y la región.

Speaker #2: Tras finalizar la perforación del pozo y alcanzar su profundidad objetivo el 29 de julio del presente año, avanzamos en la evaluación de los intervalos con presencia de gas para determinar sus características y estimar su potencial de recursos.

Speaker #2: Siguiente lámina, por favor. Cuando hablamos de producción, destacamos la rentabilidad de nuestro portafolio, con márgenes EBITDA superiores al 40 por ciento, 9 por ciento más versus el mismo trimestre del año pasado.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Cuando hablamos de producción, destacamos la rentabilidad de nuestro portafolio con márgenes de EBITDA superiores al 40%, 9% más versus el mismo trimestre del año pasado, respaldados por una canasta de precios favorable y la venta de cargamentos de crudo en tránsito que compensaron los menores volúmenes producidos. Durante el H1 del año alcanzamos una producción promedio de 715,000 barrels de petróleo equivalente. Este resultado estuvo afectado principalmente por eventos externos, incluyendo bloqueos en las operaciones de subsuelo en el departamento del Meta y eventos eléctricos en campos estratégicos de crecimiento como lo son el CPO-09, Chichimene, Castilla y Rubiales. Particularmente, las restricciones temporales en CPO-09, Castilla y Chichimene generaron una producción diferida de hasta 23,000 barrels per day. Actualmente, las operaciones avanzan hacia su estabilización gradual.

Speaker #2: Respaldados por una canasta de precios favorable y la venta de cargamentos de crudo en tránsito, que compensaron los menores volúmenes producidos. Durante el primer semestre del año alcanzamos una producción promedio de 715,000 barriles de petróleo equivalente.

Speaker #2: Este resultado estuvo afectado principalmente por eventos externos, incluyendo bloqueos en las operaciones de subsuelo en el departamento del Meta y eventos eléctricos en campos estratégicos de crecimiento, como lo son el CPO-09, Chichimene, Castilla y Rubiales.

Speaker #2: Particularmente, las restricciones temporales en CPO-09, Castilla y Chichiménez generaron una producción diferida de hasta 23,000 barriles por día. Actualmente, las operaciones avanzan hacia su estabilización gradual.

Speaker #2: El negocio de gas y la producción internacional mantuvieron un desempeño alineado con nuestras expectativas, aportando estabilidad y diversificación al portafolio. De cara al segundo semestre, estamos implementando todas las acciones concretas para recuperar la senda de crecimiento de la producción y fortalecer la generación de valor, como lo son, entre estas actividades: aceleración en el Permian, con una campaña adicional de siete pozos en el área de Delaware que aportará entre 4,000 y 5,000 barriles de petróleo por día equivalente adicionales entre finales de este año y 2027.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: El negocio de gas y la producción internacional mantuvieron un desempeño alineado con nuestras expectativas, aportando estabilidad y diversificación al portafolio. De cara al H2, estamos implementando todas las acciones concretas para recuperar la senda de crecimiento de la producción y fortalecer la generación de valor, como lo son, entre estas actividades: aceleración en el Permian con una campaña adicional de 7 wells en el área de Delaware que aportará entre 4,000 y 5,000 barrels de petróleo por día equivalente adicionales entre finales de este año y el 2027. Entrada en producción del pozo de desarrollo Liria YW12 en el Piedemonte y mantenimiento de producción en el área de Gibraltar.

Speaker #2: Entrada en producción del pozo de desarrollo Liria YZ-10 en el Piedemonte y mantenimiento de producción en el área. Un plan integral de aseguramiento de producción enfocado en recobro mejorado, campañas adicionales de perforación, especialmente en Caño Sur, e incremento de actividades de workover o reacondicionamiento de pozos, así como ampliaciones en facilidades de producción en Castilla.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Implementación de un plan integral de aseguramiento de producción enfocado en recobro mejorado, campañas adicionales de perforación, especialmente en Caño Sur, e incremento de actividades de workover o reacondicionamiento de pozos, así como ampliaciones en facilidades de producción en Castilla. Evaluación de oportunidades inorgánicas que complementan nuestra estrategia de crecimiento y fortalecen la sostenibilidad del portafolio de largo plazo. Si bien seguimos monitoreando factores externos como las condiciones climáticas asociadas al fenómeno del Niño y otros elementos del entorno operativo, las acciones implementadas nos permiten mantener una perspectiva de recuperación gradual de producción y una sólida generación de caja durante el H2. Vamos a la siguiente lámina, por favor.

Speaker #2: Evaluación de oportunidades inorgánicas que complementan nuestra estrategia de crecimiento y fortalecen la sostenibilidad del portafolio de largo plazo. Si bien seguimos monitoreando factores externos como las condiciones climáticas asociadas al fenómeno de El Niño y otros elementos del entorno operativo, las acciones implementadas nos permiten mantener una perspectiva de recuperación gradual de producción y una sólida generación de caja durante la segunda mitad del año.

Speaker #2: En el segmento de refinación, registramos uno de los trimestres más sólidos de los últimos años, alcanzando récord histórico de carga integrada de 439,000 barriles por día y un margen bruto de refinación de $29.8 por barril, versus $12.5 por barril del mismo periodo del año pasado.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: En el segmento de refinación, registramos uno de los trimestres más sólidos de los últimos años, alcanzando récord histórico de carga integrada de 439,000 barrels per day and a gross refining margin of $29.8 per barrel versus $12.5 per barrel for the same period of last year. This performance reflects our capacity to opportunely capture favorable market conditions through outstanding operational execution, high levels of plant availability, and flexible management of our operations that allowed us to strengthen national energy supply and reduce the need for imports. In the Barrancabermeja refinery, we achieved a historical record for throughput and gross margin, while Cartagena increased its throughput compared to the previous quarter and reached a record gross margin of $31.6 per barrel, supported by greater operational stability and the completion of major maintenance in key units.

Speaker #2: Este desempeño refleja nuestra capacidad para capturar oportunamente condiciones favorables de mercado mediante una ejecución operacional sobresaliente, altos niveles de disponibilidad de planta y una gestión flexible de nuestras operaciones, que permitieron fortalecer el abastecimiento energético nacional y reducir la necesidad de importaciones.

Speaker #2: En la refinería de Barrancabermeja alcanzamos récords históricos de carga y margen bruto, mientras que Cartagena incrementó su carga frente al trimestre anterior y alcanzó un margen bruto récord de $31.6 por barril, apoyada por una mayor estabilidad operacional y la culminación de mantenimientos mayores en unidades clave.

Speaker #2: Adicionalmente, seguimos ampliando las fuentes de generación de valor a través de nuevos mercados para coco y azufre, y en el negocio petroquímico mediante mayores ventas de polipropileno y una favorable dinámica comercial en mercados estratégicos.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Adicionalmente, seguimos ampliando las fuentes de generación de valor a través de nuevos mercados para coco y azufre y en el negocio petroquímico mediante mayores ventas de polipropileno y una favorable dinámica comercial en mercados estratégicos. Hacia adelante, mantenemos un enfoque disciplinado en la ejecución de mantenimientos mayores, preservando la confiabilidad de los activos y priorizando acciones que fortalezcan la competitividad, la eficiencia y la generación sostenible de caja del negocio. Continuamos ahora con los resultados del segmento de transporte. En este sentido, el segmento reafirma su rol como habilitador clave del negocio integrado, transportando más de 1 millón 100 mil barriles por día, un crecimiento del 3.8 % más que en el mismo trimestre del año anterior. Este desempeño fue posible gracias a la flexibilidad comercial y operativa para incorporar nuevos volúmenes, movilizar crudo importado y optimizar corredores logísticos e inventarios, compensando así la menor producción nacional.

Speaker #2: Hacia adelante, mantenemos un enfoque disciplinado en la ejecución de mantenimientos mayores, preservando la confiabilidad de los activos y priorizando acciones que fortalezcan la competitividad, la eficiencia y la generación sostenible de caja del negocio.

Speaker #2: Continuamos ahora con los resultados del segmento de transporte. En este sentido, el segmento reafirma su rol como habilitador clave del negocio integrado, transportando más de 1,100,000 barriles por día, un crecimiento de 3.8% más que en el mismo trimestre del año anterior.

Speaker #2: Este desempeño fue posible gracias a la flexibilidad comercial y operativa para incorporar nuevos volúmenes, movilizar crudo importado y optimizar corredores logísticos e inventarios, compensando así la menor producción nacional.

Speaker #2: Los resultados reflejan la capacidad del segmento para maximizar el uso de la infraestructura existente y adaptarse rápidamente a las necesidades del sistema, destacándose la optimización de rutas estratégicas y el fortalecimiento de la logística para el abastecimiento de las refinerías y del mercado nacional de combustibles.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Los resultados reflejan la capacidad del segmento para maximizar el uso de la infraestructura existente y adaptarse rápidamente a las necesidades del sistema, destacándose la optimización de rutas estratégicas y el fortalecimiento de la logística para el abastecimiento de las refinerías y del mercado nacional de combustibles. En conjunto, el segmento demostró una alta resiliencia operativa y una ejecución eficiente, contribuyendo a la continuidad del negocio integral, la captura de valor a lo largo de la cadena y el fortalecimiento de la competitividad del grupo. Vamos a la siguiente lámina, por favor. ¿Qué tenemos en términos de rentabilidad y costos? Durante el primer semestre de 2026, la línea de hidrocarburos continuó fortaleciendo su rentabilidad gracias a la ejecución disciplinada de las iniciativas de eficiencia y optimización operacional, consolidando una estructura de costos más competitiva y resiliente.

Speaker #2: En conjunto, el segmento demostró una alta resiliencia operativa y una ejecución eficiente, contribuyendo a la continuidad del negocio integrado, la captura de valor a lo largo de la cadena y el fortalecimiento de la competitividad del grupo.

Speaker #2: Vamos a la siguiente lámina, por favor. ¿Qué tenemos en términos de rentabilidad y costos? Durante el primer semestre de 2026, la línea de hidrocarburos continuó fortaleciendo su rentabilidad, gracias a la ejecución disciplinada de las iniciativas de eficiencia y optimización operacional, consolidando una estructura de costos más competitiva y resiliente.

Speaker #2: Esto se refleja en un EBITDA de $25,7 billones de pesos, con un crecimiento del 26% frente al primer semestre de 2025, y en una expansión del margen EBITDA del 38% al 45%.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Esto se refleja en un EBITDA de 25.7 billones de pesos, con un crecimiento de 26 % frente al primer semestre de 2025 y en una expansión del margen EBITDA del 38 % al 45 %. Estos resultados consolidan el punto de inflexión en costos que comenzamos a evidenciar desde 2025. Durante el semestre materializamos 1.3 billones de pesos en eficiencias a través de iniciativas de optimización operativa, gestión energética, manejo del agua, recobro mejorado y nuevas tecnologías. Adicionalmente, al excluir el efecto de la tasa de cambio, los indicadores de costo muestran mejoras aún más significativas, lo que confirma que los avances observados responden a acciones estructurales de eficiencia y no a factores coyunturales.

Speaker #2: Estos resultados consolidan el punto de inflexión en costos que comenzamos a evidenciar desde 2025. Durante el semestre, materializamos $1.3 billones de pesos en eficiencias a través de iniciativas de optimización operativa, gestión energética, manejo del agua, recobro mejorado y nuevas tecnologías.

Speaker #2: Adicionalmente, al excluir el efecto de la tasa de cambio, los indicadores de costo muestran mejoras aún más significativas, lo que confirma que los avances observados responden a acciones estructurales de eficiencia y no a factores coyunturales.

Speaker #2: En términos de costos, respecto al primer semestre del año anterior, el costo de levantamiento de caja de refinación se redujo en pesos 3.4% respectivamente, mientras que el costo por barril transportado aumentó 8%, principalmente por mayores requerimientos asociados a la atención de emergencias y condiciones operativas de entorno.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: En términos de costos respecto al H1 del año anterior, el costo de levantamiento y de caja de refinación se redujeron en COP 3% y 4% respectivamente, mientras el costo por barril transportado aumentó 8%, principalmente por mayores requerimientos asociados a la atención de emergencias y condiciones operativas del entorno. En conjunto, estos resultados evidencian la capacidad de la línea de hidrocarburos para absorber presiones inflacionarias, compensar en parte la menor producción por eventos de entorno y costos laborales mediante acciones estructurales de eficiencia, fortaleciendo el aumento de márgenes y la sostenibilidad de los resultados en el largo plazo. Ahora paso la palabra al Presidente Encargado Juan Carlos, quien comentará los principales hitos de la línea de energías para la transición.

Speaker #2: En conjunto, estos resultados evidencian la capacidad de la línea de hidrocarburos para absorber presiones inflacionarias, compensar en parte la menor producción por eventos de entorno y costos laborales, mediante acciones estructurales de eficiencia, fortaleciendo el aumento de márgenes y la sostenibilidad de los resultados en el largo plazo.

Speaker #2: Ahora paso la palabra al presidente encargado, Juan Carlos, quien comentará los principales hitos de la línea de energías para la transición.

Speaker #1: Gracias, Carlos Mauricio. Durante el segundo trimestre de 2026, el Grupo Ecopetrol reafirmó su papel como actor fundamental de la seguridad energética del país. Actualmente, abastecemos cerca del 62% de la demanda nacional de gas natural y, en lo corrido del año, hemos ofertado 293 GBT/día de gas en firme de largo plazo, consolidándonos como el principal proveedor del mercado.

Juan Carlos Hurtado Parra: Gracias, Carlos Mauricio. Durante el Q2 de 2026, el Ecopetrol Group reafirmó su papel como actor fundamental de la seguridad energética del país. Actualmente, abastecemos cerca del 62% de la demanda nacional de gas natural y en lo corrido del año hemos ofertado 293 GigaBTU por día de gas en firme de largo plazo, consolidándonos como el principal proveedor del mercado. Asimismo, mantuvimos una oferta de GLP equivalente al 38% de la demanda nacional y seguimos avanzando en proyectos estratégicos que fortalecerán la competitividad y el crecimiento de nuestro negocio de gas. En el Pacífico, la regasificación de Buenaventura alcanzó un avance del 73% al corte de junio y estimamos su entrada en operación en el Q4 de 2026 con una capacidad de 60 GigaBTU/día.

Speaker #1: Asimismo, mantuvimos una oferta de GLP equivalente al 38% de la demanda nacional y seguimos avanzando en proyectos estratégicos que fortalecerán la competitividad y el crecimiento de nuestro negocio de gas.

Speaker #1: En el Pacífico, la regasificación de Buenaventura alcanzó un avance del 73% al corte de junio y estimamos su entrada en operación en el cuarto trimestre de 2026, con una capacidad de 60 gigabtu/día.

Speaker #1: En paralelo, avanzamos en el proceso competitivo para la contratación del suministro de gas natural licuado, respaldando la comercialización de gas importado de largo plazo.

Juan Carlos Hurtado Parra: En paralelo, avanzamos en el proceso competitivo para la contratación del suministro de gas natural licuado, respaldando la comercialización de gas importado de largo plazo. En el Caribe, suscribimos el acuerdo de fletamento de unidad flotante de almacenamiento y regasificación para Puerto Bahía, con capacidad operacional de hasta 500 millones de pies cúbicos/día. El proceso comercial de venta en el mercado nacional está en curso y estimamos la entrada de la operación en el Q1 de 2027. Siguiente diapositiva, por favor. Como muestra nuestro compromiso con el abastecimiento nacional de gas natural durante la contingencia asociada al mantenimiento de SPEC, implementamos acciones excepcionales en todo el Ecopetrol Group de manera planeada que permitieron aportar 97 GigaBTU/día adicionales al mercado, contribuyendo a la atención de la demanda esencial y del sector térmico. Siguiente diapositiva, por favor.

Speaker #1: En el Caribe, suscribimos el acuerdo de fletamiento de unidad flotante de almacenamiento y regasificación para Puerto Bahía, con capacidad operacional de hasta 500 millones de pies cúbicos por día.

Speaker #1: El proceso comercial de venta en el mercado nacional está en curso y estimamos la entrada de la operación en el primer trimestre de 2027.

Speaker #1: Siguiente diapositiva, por favor. Como muestra de nuestro compromiso con el abastecimiento nacional de gas natural, durante la contingencia asociada al mantenimiento de SPEC implementamos acciones excepcionales en todo el Grupo Ecopetrol, de manera planeada, que permitieron aportar 97 gigavatios-hora por día adicionales al mercado, contribuyendo a la atención de la demanda esencial y del sector térmico.

Speaker #1: Siguiente diapositiva, por favor. Contamos con una matriz energética confiable y un portafolio cada vez más robusto de energías renovables. Durante el trimestre, cubrimos cerca del 90% de la demanda energética del grupo mediante autogeneración y contratos de suministro, manteniendo costos competitivos y generando eficiencias relevantes para el negocio.

Juan Carlos Hurtado Parra: Contamos con una matriz energética confiable y un portafolio cada vez más robusto de energías renovables. Durante el trimestre cubrimos cerca del 90% de la demanda energética del Ecopetrol Group mediante autogeneración y contratos de suministro, manteniendo costos competitivos y generando eficiencias relevantes para el negocio. Continuamos fortaleciendo nuestra capacidad de autogeneración con la entrada en operación de Termocoa y la recuperación del sistema de generación de Termocusan. Adicionalmente, consolidamos nuestra posición como el mayor autogenerador de energías renovables del país, alcanzando un portafolio de 951 MW. Entre los principales avances del trimestre destacan la entrada en operación de la granja solar Quifa, el progreso del proyecto eólico Windpeshi y la adquisición del 49% de participación en los proyectos eólicos JK1 y JK2, iniciativas que fortalecen nuestro portafolio de crecimiento a largo plazo y contribuyen a una transición energética responsable.

Speaker #1: Continuamos fortaleciendo nuestra capacidad de autogeneración con la entrada en operación de Termo COA y la recuperación del sistema de generación de Termo Cusiana. Adicionalmente, consolidamos nuestra posición como el mayor autogenerador de energías renovables del país, alcanzando un portafolio de 951 megavatios. Entre los principales avances del trimestre destacan la entrada en operación de la granja solar KIF, el progreso del proyecto eólico Winpeshi y la adquisición del 49% de participación en los proyectos eólicos JK1 y JK2, iniciativas que fortalecen nuestro portafolio de crecimiento a largo plazo y contribuyen a una transición energética responsable.

Speaker #1: En materia de eficiencia energética, el trimestre aportó 1,6, frente a la meta anual de 3,14 petajulios, para un acumulado de 26,4 petajulios desde 2018, y eficiencias por cerca de $48.500 millones de pesos, permitiendo menor consumo, menor exposición en bolsa y la liberación de gas para el mercado.

Juan Carlos Hurtado Parra: En materia de eficiencia energética, el trimestre aportó 1.6 petajulios frente a la meta anual de 3.14 petajulios, para un acumulado de 26.4 petajulios desde 2018 y eficiencias por cerca de COP 48,500 million, permitiendo menor consumo, menor exposición en bolsa y la liberación de gas para el mercado. Siguiente diapositiva, por favor. Ante la alta probabilidad de un fenómeno del Niño durante el segundo semestre, hemos implementado un plan integral orientado a fortalecer la resiliencia operativa del grupo y contribuir a la seguridad energética del país. Este plan contempla una mayor disponibilidad de gas y combustibles para respaldar la demanda nacional, el aprovechamiento de una capacidad de autogeneración y energía renovable cerca a 2 gigawatts, iniciativas de eficiencia energética y una gestión responsable del recurso hídrico. Adicionalmente, incorpora acciones preventivas para mitigar los riesgos asociados a incendios forestales y otros eventos climáticos que puedan afectar nuestras operaciones.

Speaker #1: Siguiente diapositiva, por favor. Ante la alta probabilidad de un fenómeno El Niño durante el segundo semestre, hemos implementado un plan integral orientado a fortalecer la resiliencia operativa del grupo y contribuir a la seguridad energética del país.

Speaker #1: Este plan contempla una mayor disponibilidad de gas y combustibles para respaldar la demanda nacional, el aprovechamiento de una capacidad de autogeneración y energías renovables cercana a 2 gigavatios, iniciativas de eficiencia energética y una gestión responsable del recurso hídrico.

Speaker #1: Adicionalmente, incorpora acciones preventivas para mitigar los riesgos asociados a incendios forestales y otros eventos climáticos que puedan afectar nuestras operaciones. Con estas acciones, continuamos fortaleciendo la confiabilidad del sistema energético nacional y reafirmamos nuestro compromiso con una generación sostenible de valor para nuestros accionistas y con una transición energética responsable. Pasemos a la siguiente diapositiva para los mensajes finales.

Juan Carlos Hurtado Parra: Con estas acciones continuamos fortaleciendo la confiabilidad del sistema energético nacional y reafirmamos nuestro compromiso con una generación sostenible de valor para nuestros accionistas y con una transición energética responsable. Pasemos a la siguiente diapositiva para los mensajes finales. Durante el Q2 demostramos la capacidad del Ecopetrol Group para transformar condiciones excepcionales de mercado en resultados sobresalientes. La combinación de precios favorables, una gestión comercial diferenciada y una ejecución operativa disciplinada nos permitió alcanzar uno de los mejores desempeños financieros de los últimos años. La refinación fue uno de los principales motores de generación de valor del trimestre. Alcanzamos cargas y márgenes históricos respaldados por una alta disponibilidad operativa y la capacidad de capturar las oportunidades que ofreció el mercado internacional de combustibles.

Speaker #1: Durante el segundo trimestre, demostramos la capacidad del Grupo Ecopetrol para transformar condiciones excepcionales de mercado en resultados sobresalientes. La combinación de precios favorables, una gestión comercial diferenciada y una ejecución operativa disciplinada nos permitió alcanzar uno de los mejores desempeños financieros de los últimos años.

Speaker #1: La refinación fue uno de los principales motores de generación de valor del trimestre. Alcanzamos cargas y márgenes históricos, respaldados por una alta disponibilidad operativa y la capacidad de capturar las oportunidades que ofreció el mercado internacional de combustibles.

Speaker #1: Hacia adelante, estamos concentrados en recuperar los volúmenes de producción impactados durante el semestre, mantener la disciplina en la ejecución de nuestro plan de inversiones y continuar fortaleciendo la competitividad de nuestros negocios. Contamos con una posición financiera sólida, una plataforma integrada que demostró resiliencia y un portafolio de oportunidades que nos permite avanzar hacia el cumplimiento de nuestro objetivo de 2026.

Juan Carlos Hurtado Parra: Hacia adelante, estamos concentrados en recuperar los volúmenes de producción impactados durante el semestre, mantener la disciplina en la ejecución de nuestro plan de inversiones y continuar fortaleciendo la competitividad de nuestros negocios. Contamos con una posición financiera sólida, una plataforma integrada que demostró resiliencia y un portafolio de oportunidades que nos permite avanzar hacia el cumplimiento de nuestro objetivo de 2026. Finalmente, quiero destacar que estos resultados son posibles gracias al compromiso y talento de nuestros trabajadores y trabajadoras. Nos llena de orgullo que la más reciente medición de ambiente laboral realizada bajo el estándar internacional del Great Place to Work Institute refleje avances significativos. Alcanzamos un índice de 77 puntos frente a 68 en 2025 y elevando nuestra valoración de muy satisfactoria a sobresaliente.

Speaker #1: Finalmente, quiero destacar que estos resultados son posibles gracias al compromiso y talento de nuestros trabajadores y trabajadoras. Nos llena de orgullo que la más reciente medición de ambiente laboral, realizada bajo el estándar internacional del Instituto Great Place to Work, refleje avances significativos: alcanzamos un índice de 77 puntos frente a 68 en 2025, y elevamos nuestra valoración de muy satisfactoria a sobresaliente. Por segundo año consecutivo, cumplimos la meta establecida por el Instituto Great Place to Work, un reconocimiento que refleja una cultura basada en la confianza, el respeto, la equidad y el orgullo de pertenecer a Ecopetrol.

Juan Carlos Hurtado Parra: Por segundo año consecutivo cumplimos la meta establecida por el Great Place to Work Institute, un reconocimiento que refleja una cultura basada en la confianza, el respeto, la equidad y el orgullo de pertenecer a Ecopetrol. Con esto damos inicio a la sesión de preguntas y respuestas.

Speaker #1: Con esto, damos inicio a la sesión de preguntas y respuestas.

Speaker #2: Muchas gracias. Comenzaremos ahora la sesión de preguntas y respuestas. Les recomendamos hacer un máximo de dos preguntas para darle espacio a todos los participantes. Iniciaremos con preguntas en inglés.

Operator: Muchas gracias. Comenzaremos ahora la sesión de preguntas y respuestas. Les recomendamos hacer máximo dos preguntas para darle espacio a todos los participantes. Iniciaremos con preguntas en inglés. Les recordamos a todos los analistas seleccionar en el ícono de interpretación el idioma en que hacen la pregunta. De lo contrario, no podremos escucharla. Tasso Vasconcellos, de UBS, está en línea con una pregunta. Señor Vasconcellos, puede preguntar.

Speaker #2: Les recordamos a todos los analistas seleccionar en el ícono de interpretación el idioma en que hacen la pregunta. De lo contrario, no podremos escucharla.

Speaker #2: Caso Vasconcellos de UBS está en línea con una pregunta. Señor Vasconcellos, ¿puede...

Speaker #3: Hola a todos y todas, gracias por tomar mi pregunta. Quisiera hablar de la elección del nuevo presidente en Colombia y los potenciales para el sector de oil and gas. Quisiera hacer una pregunta sobre esto.

Tasso Vasconcellos: Hola a todos y todas. Gracias por tomar mi pregunta. Quisiera hablar de la elección del nuevo presidente en Colombia y los potenciales para el sector de oil and gas. Quisiera hacer una pregunta sobre esto. Voy a partir la pregunta en diferentes partes. Mirando a Ecopetrol en los últimos tres o cuatro años, primero, ¿cuáles subrayarían que han sido los primeros o los principales proyectos que entregaron? Segunda parte: en cuáles proyectos fueron los retos más grandes o no pudieron evolucionarlos como querían. Y la tercera parte es. Si miramos de ahora en adelante, ¿cuáles quisieran que fueran las prioridades claves para la compañía, los proyectos principales o sectores a enfocarse? Esas son las tres preguntas. Gracias.

Speaker #3: Voy a, tal vez, partir la pregunta en diferentes partes. Mirando a Ecopetrol en los últimos tres o cuatro años, primero, ¿qué subrayarían? ¿Cuáles han sido los primeros o los principales proyectos que entregaron?

Speaker #3: Segunda parte, ¿en cuál de los proyectos fueron los retos más grandes? ¿O no pudieron evolucionarlos como querían? Y la tercera parte es: si miramos de ahora en adelante, ¿qué quisieran que fueran las prioridades claves para la compañía?

Speaker #3: Los proyectos principales, o sectores a enfocarse, son las tres preguntas. Gracias.

Juan Carlos Hurtado Parra: Eso también se suma a la diversificación de nuestra matriz energética relacionada con mayores sistemas de autogeneración. Podemos hablar de temas de plantas solares donde están directamente entregando energía a nuestras facilidades, que hemos denominado Equión para los campos cerca de Puerto Gaitán, La Iguana, que también suministra energía a la refinería de Barranca y el campo Casabe, y por último, La Cira, al campo insignia de nuestras operaciones. Eso suma, entre esas tres instalaciones, 130 MW. Otro tema a destacar es Portón del Sol, que ya está operando en La Orotava, Caldas, con 128 MW, de los cuales son operación remota. Eso, adicional, como logros, es poder mostrar el crecimiento en producción de crudo a nivel nacional, logrando mitigar la declinación propia de nuestros campos y poder avanzar en un mayor factor de recobro asociado a recuperación secundaria y avanzar en proyectos de recuperación terciaria con agua mejorada.

Speaker #4: Eso también, en la diversificación, o sea, se suma a la diversificación de nuestra matriz energética, relacionada con mayores sistemas de autogeneración. Podemos hablar de temas de plantas solares, donde están directamente entregando energía a nuestras facilidades, que hemos denominado KIFA para los campos cerca a Puerto Gaitán, de la Iguana, que también suministra energía a la refinería de Barranca y al campo Casabe, y por último, la SIRA al campo insignia de nuestras operaciones.

Speaker #4: Eso suma, entre esas tres instalaciones, 130 megavatios. Otro tema a destacar es Portón del Sol, que ya está operando en La Dorada, Caldas, con 128 megavatios, de los cuales son de operación remota.

Speaker #4: Esto, adicionalmente, muestra el crecimiento en la producción de crudo a nivel nacional. Esto se logra mitigando la declinación propia de nuestros campos y avanzando en un mayor factor de recobro asociado a recuperación secundaria, así como en proyectos de recuperación terciaria con agua mejorada.

Speaker #4: En segundo lugar, a tu pregunta, los mayores desafíos y retos que tenemos es el tema de entorno y todos los procesos que tenemos a la luz de los cumplimientos legales ambientales.

Juan Carlos Hurtado Parra: En segundo lugar a tu pregunta, los mayores desafíos y retos que tenemos son el tema de entorno y todos los procesos que tenemos a la luz de los cumplimientos legales ambientales. Si hablamos de los proyectos exploratorios, venimos avanzando, en el caso de Sirius, en el proceso de consultas previas para poder definir y cerrar el estudio de impacto ambiental, para poderlo radicar en el Q1 del próximo año. Adicional, contar con la evaluación y definición de aprobación para iniciar ejecución a finales del 2027. Retos, el entorno, retos técnicos para poder seguir mejorando el tema operacional a nivel de eficiencias, en la producción de fluido total, en reducir costos para volver una operación más óptima. Y de cara al futuro, nosotros venimos trabajando en una estrategia 20/40.

Speaker #4: Si hablamos de los proyectos exploratorios, venimos avanzando en el caso de Sirius, en el proceso de consultas previas, para poder definir y cerrar el estudio de impacto ambiental y poderlo radicar en el primer trimestre del próximo año.

Speaker #4: Adicional, contar con la evaluación y definición de aprobación para iniciar ejecución a finales de 2027. Retos: el entorno, retos técnicos para poder seguir mejorando el tema operacional a nivel de eficiencias, en la producción de fluido total, en reducir costos para volver una operación más óptima.

Speaker #4: Y de cara al futuro, nosotros venimos trabajando en una estrategia 2040. En este punto, tenemos que resaltar que hay un foco en el negocio tradicional, asociado al desarrollo de exploración, producción, refinación y transporte.

Juan Carlos Hurtado Parra: En este punto, tenemos que resaltar que hay un foco del negocio tradicional asociado al desarrollo de exploración, producción, refinación, y transporte, pero que ha sido apalancado, como comentaba hace un momento, en proyectos de diversificar nuestra matriz de generación para poder ser eficientes en los temas de energía. Hacia futuro, una puerta que se abre es la oportunidad que existiera en crudos livianos, en el desarrollo, posiblemente, de yacimientos no convencionales asociado al cumplimiento legal ambiental y a nuestros procesos de disciplina de capital, importante para desarrollar. Tenemos pilotos que fueron suspendidos o proyectos que fueron suspendidos y que pudiéramos avanzar de acuerdo a lo que se establezca el entorno y los escenarios para poder desarrollarlos. Tenemos que seguir avanzando en bloques exploratorios.

Speaker #4: Pero que ha sido apalancado, como comentaba hace un momento, en proyectos de diversificar nuestra matriz de generación para poder ser eficientes en los temas de energía.

Speaker #4: Hacia el futuro, una puerta que se abre es la oportunidad que existiera en crudos livianos, en el desarrollo posiblemente de yacimientos no convencionales, asociado al cumplimiento legal ambiental y a nuestros procesos de disciplina de capital.

Speaker #4: Es importante para desarrollar. Tenemos pilotos que fueron suspendidos o proyectos que fueron suspendidos y que pudiéramos avanzar de acuerdo a lo que se establezca, el entorno y los escenarios, para poder desarrollarlos.

Speaker #4: Tenemos que seguir avanzando en bloques exploratorios. El potencial que se declara con el descubrimiento de Sandía es la capacidad gasífera que tenemos en la Costa Norte, poder avanzar en el desarrollo de crudos pesados en el oriente colombiano, específicamente en el departamento del Meta, en crudos livianos en el área de Magdalena Medio, inicialmente, y, por último, seguir avanzando en los proyectos exploratorios en nuestro piedemonte y proyectos de desarrollo para poder asegurar y mitigar la declinación de nuestros campos de producción de gas.

Juan Carlos Hurtado Parra: El potencial que se declara con el descubrimiento de Sandía es la capacidad gasífera que tenemos en la costa norte, poder avanzar en el desarrollo de crudos pesados en el oriente colombiano, específicamente en el departamento del Meta, en crudos livianos en el área de Magdalena Medio, inicialmente. Por último, seguir avanzando en los proyectos exploratorios en nuestro piedemonte y proyectos de desarrollo para poder asegurar y mitigar la declinación de nuestros campos de producción de gas.

Tasso Vasconcellos: Very clear. Muchísimas gracias.

Speaker #3: Very clear, I appreciate it. Muy claro, muchísimas gracias.

Speaker #2: La siguiente pregunta viene de Bruno Montanari de Morgan Stanley. Señor Montanari, puede preguntar.

Operator: La siguiente pregunta viene de Bruno Montanari, de Morgan Stanley. Señor Montanari, puede preguntar.

Speaker #3: Good afternoon, thanks for taking my question.

Bruno Montanari: Buenas tardes. Gracias por tomar mi pregunta. Tengo dos también: una sobre producción y la otra sobre el CPAC. En la producción, ¿pueden, por favor, ayudarnos a entender la segunda parte del 2026 en términos de los retos que vimos en el Q2? ¿Cómo deberíamos estar pensando el H2 del año para que la compañía pueda cumplir sus objetivos? ¿Y si esperan algo incómodo en términos de las metas de producción? Y dentro de esto, ¿esperan ver algún reto, dificultades relacionadas con El Niño? En términos de la generación de electricidad y otras disrupciones.

Speaker #5: pregunta.

Speaker #3: Tengo dos también: una sobre producción y la otra sobre el CPEC. En la de producción, ¿puede por favor ayudarnos a entender la segunda parte de 2026, en términos de los retos que vimos en el segundo trimestre?

Speaker #3: ¿Cómo evaluamos? Estar pensando en el segundo semestre del año para que la compañía pueda cumplir sus objetivos. Y si esperan algo incómodo en términos de las metas de producción.

Speaker #3: Y dentro de esto, ¿esperan ver algún reto o dificultades relacionadas con el Niño? En términos de la generación de electricidad y otras disrupciones. Y luego, sobre la parte del FPEC, mencionaron que hay un potencial de $12 o $13 billones de pesos de acumulación a final del año.

Bruno Montanari: Luego, sobre la parte del FEPC, mencionaron que hay un potencial de COP 12, COP 13 billion de acumulación a final del año, mirando el siguiente año y con el nuevo gobierno, ¿tienen alguna expectativa de recolectar esos fondos, tal vez de manera más rápida, comparado con lo que habíamos visto en los últimos años? Un seguimiento: cuando estamos hablando de COP 8 to COP 12 billion en el año, ¿qué tipo de tasa están esperando para recuperar esto? Gracias.

Speaker #3: Pero mirando el siguiente año, y con el nuevo gobierno, ¿tienen alguna expectativa de recolectar esos fondos, tal vez de manera más rápida, comparado con lo que habíamos visto en los últimos años?

Speaker #3: Y una, seguimiento o algo más: cuando estamos hablando de 8 a 12 trillones de pesos en el año, ¿qué tipo de tasa están esperando para recuperar esto?

Speaker #3: Gracias.

Speaker #4: Buenos días, Bruno. Le habla Carlos Mauricio Ávila, encargado de la Vicepresidencia Ejecutiva de Hidrocarburos. Le voy a dar respuesta frente a las primeras inquietudes en relación al tema de producción.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Buenos días, Bruno, le habla Carlos Mauricio Ávila, encargado de la Vicepresidencia Ejecutiva de Hidrocarburos. Te voy a dar respuesta frente a las primeras inquietudes en relación al tema de producción. Efectivamente, como lo hemos venido revelando durante el H1, tuvimos una producción promedia de 715,000 barriles de petróleo equivalente por día y básicamente la diferencia frente al guidance que tenemos actualmente está asociado a lo que comentábamos frente a los eventos de entorno que hemos tenido, especialmente en los campos de mayor producción que están ubicados en el departamento del Meta, situaciones que obedecieron a una situación muy puntual y particular que se dieron en torno a unas expectativas y reclamaciones laborales que se tenían en el área y lo cual ocasionó la parálisis de 16 equipos de workover durante un poco más de 70 días.

Speaker #4: Efectivamente, como lo hemos venido revelando durante el primer semestre, tuvimos una producción promedio de 715,000 barriles de petróleo equivalente por día, y básicamente la diferencia frente al guidance que tenemos actualmente está asociada a lo que comentábamos, frente a los eventos de entorno que hemos tenido especialmente en los campos de mayor producción, que están ubicados en el departamento del Meta. Situaciones que obedecieron a una situación muy puntual y particular, que se dio en torno a unas expectativas y reclamaciones laborales que se tenían en el área y lo cual ocasionó la parálisis de 16 equipos de workover durante un poco más de 70 días.

Speaker #4: Esto claramente afectó la producción en cerca de 23,000 barriles por día. No obstante, estos bloqueos ya se levantaron el mes pasado y estamos recuperando la senda de producción en estos campos que, como menciono, son los que más aportan a la producción de crudo en el país y, por lo tanto, a la del grupo.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Esto claramente afectó la producción en cerca de 23,000 barriles por día. No obstante, estos bloqueos ya se levantaron el mes pasado y estamos recuperando la senda de producción en estos campos, que como menciono son los que más aportan a la producción de crudo en el país y por lo tanto a la del grupo. Nos sentimos cómodos con respecto a lo que hemos venido mencionando frente a mantener la meta de producción entre 730,000 and 740,000 barriles por día. Ya hemos desplegado las acciones que nos permitirán recuperar esta producción, que tienen que ver básicamente con gestionar esos trabajos de mantenimiento de pozos para incremento de producción que se vieron afectados por estos bloqueos. Estamos trabajando igualmente en temas de mejorar la confiabilidad eléctrica, que también nos ha venido afectando durante el último par de meses.

Speaker #4: Nos sentimos cómodos con respecto a lo que hemos venido mencionando frente a mantener la meta de producción entre 730 y 740 mil barriles por día. Ya hemos desplegado las acciones que nos permitirán recuperar esta producción, que tienen que ver básicamente con gestionar esos trabajos de mantenimiento de pozos para incremento de producción que se vieron afectados por estos bloqueos. Estamos trabajando igualmente en temas de mejorar la confiabilidad eléctrica, que también nos ha venido afectando durante el último par de meses. Vale la pena mencionar que ya hacia los últimos días del mes de julio estamos alcanzando casi los 730 mil barriles por día, lo que efectivamente nos genera una buena noticia en ese sentido, y por lo tanto creemos que vamos a mantenernos en lo que les hemos mencionado. En relación al fenómeno del Niño, ya estamos tomando las acciones; tenemos unos estimados de lo que pudiésemos tener en términos de afectación de producción. No obstante, eso lo estamos mitigando a través de acciones que nos permitan garantizar el suministro eléctrico donde pudiésemos tener afectaciones por menor disponibilidad de energía. Eso ya está en curso, por lo tanto, en ese sentido, básicamente nos mantenemos en lo que le hemos venido comentando al mercado en temas de mantener los niveles de producción.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Vale la pena mencionar que ya hacia los últimos días del mes de julio, ya estamos alcanzando casi los 730,000 barriles por día, que efectivamente nos generan una buena noticia en ese sentido y, creemos que vamos a mantenernos en lo que les hemos mencionado. En relación al fenómeno del Niño, ya estamos tomando las acciones, tenemos unos estimados de lo que pudiésemos tener en términos de afectación de producción, no obstante, eso lo estamos mitigando a través de acciones que nos permitan garantizar el suministro eléctrico donde pudiésemos tener afectaciones por menor disponibilidad de energía. Eso ya está en curso. En ese sentido, básicamente nos mantenemos en lo que le hemos venido comentando al mercado en términos de mantener los niveles de producción.

Speaker #5: Buenos días, Bruno. Es Camilo Barco, CFO, y me voy a referir a la pregunta relacionada con el FPEC. De pronto voy a aprovechar para dar algunos elementos un poco más amplios sobre el funcionamiento de este Fondo de Estabilización del Precio de los Combustibles en Colombia.

Camilo Barco Muñoz: Buenos días, Bruno, es Camilo Barco, CFO, y me voy a referir a la pregunta relacionada con FEPEC. De pronto voy a aprovechar para dar algunos elementos un poco más amplios sobre el funcionamiento de este Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles en Colombia. En primer lugar, sobre el calendario de pagos y la probabilidad de recuperación, es importante mencionar que los pagos se han venido dando puntualmente. La dinámica de pagos es básicamente cuotas trimestrales que tienen vencimiento anual. Para dar un ejemplo, el año pasado tuvimos COP 3.2 billion de saldo total acumulado, que se pagaban en three cuotas este año: la primera por COP 1.6 billion, la segunda por COP 1 billion y la tercera por COP 400 billion. Recordarán ustedes que sobre la segunda cuota se llegó a un acuerdo de pago en el mes de diciembre.

Speaker #5: En primer lugar, sobre el calendario de pagos y la probabilidad de recuperación, pues es importante mencionar que los pagos se han venido dando puntualmente. La dinámica de pagos es, básicamente, cuotas trimestrales que tienen vencimiento anual. Para dar un ejemplo, el año pasado tuvimos $3 billones, $3.2 billones de saldo total acumulado, que se pagaban en tres cuotas este año: la primera por $1.6 billones, la segunda por $1 billón y la tercera por $400,000 millones.

Speaker #5: Recordarán ustedes que sobre la segunda cuota se llegó a un acuerdo de pago en el mes de diciembre. Por supuesto, contamos con que este pago se va a recaudar tal como se recaudaron la primera y la tercera cuota, la tercera cuota de este año.

Camilo Barco Muñoz: Por supuesto, contamos con que este pago se va a recaudar, tal como se recaudaron la primera y la tercera cuota de este año, en Títulos TES de corto plazo. Los pagos se han venido dando de manera puntual y así esperamos poder seguir recaudándolos. Sobre la cifra de causación para este año, efectivamente es un rango entre COP 8 and 12 billion. Dependerá del comportamiento, por supuesto, de los precios del Brent, de la TRM y muy importante, de los crack spreads de los productos, especialmente diesel y gasolina, que son los que mayor influencia tienen en la causación de la cuenta FEPEC. Los cálculos de este año están hechos con un rango de proyección de Brent para el 2026 de aproximadamente entre USD 84 and 90 por barril y trabajamos la proyección con una TRM entre COP 3,200 and 3,500 por dólar.

Speaker #5: En títulos, es de corto plazo. Luego, los pagos se han venido dando de manera puntual y así esperamos poder seguir recaudándolos. Sobre la cifra de causación para este año, efectivamente es un rango entre $8 y $12 billones. Dependerá, por supuesto, del comportamiento de los precios del Brent, de la TRM y, muy importante, de los crack spreads de los productos, especialmente diésel y gasolina, que son los que mayor influencia tienen en la causación de la cuenta FPEC.

Speaker #5: Los cálculos de este año están hechos con un rango de proyección de Brent para 2026 de aproximadamente $84, entre $84 y $90 por barril, y trabajamos la proyección con una TRM entre $3,200 y $3,500 pesos por dólar.

Speaker #5: Para el año 2027, pues tendremos que esperar que el nuevo gobierno nos dé su lineamiento. Sabemos que es una prioridad del gobierno empezar a cerrar la brecha que se genera por cuenta del subsidio a los combustibles. Sobre eso se han venido explorando distintas alternativas; entre otras, pues incrementar el precio de los combustibles al usuario final, y otra más puede ser el cambio en la fórmula de determinación del valor de reconocimiento al productor o el IP que se le reconoce al productor.

Camilo Barco Muñoz: Para el año 2027, tendremos que esperar que el nuevo gobierno nos dé su lineamiento. Sabemos que es una prioridad del gobierno empezar a cerrar la brecha que se genera por cuenta del subsidio a los combustibles. Sobre eso se han venido explorando distintas alternativas, entre otras, incrementar el precio de los combustibles al usuario final. Otra más puede ser el cambio en la fórmula de determinación del valor de reconocimiento al productor o el IP que se le reconoce al productor. Son una serie de alternativas que necesariamente dependerán del lineamiento y de la política pública del gobierno entrante. Como lo decía, sí se ha manifestado públicamente la necesidad de resolver esta brecha para disminuir los saldos y en esa medida contamos y confiamos en que podremos seguir recaudando las cuotas de FEPEC de manera puntual en los trimestres conforme se vayan dando sus vencimientos.

Speaker #5: Son una serie de alternativas que necesariamente dependerán del lineamiento y de la política pública del gobierno entrante. Como lo decía, sí se ha manifestado públicamente la necesidad de resolver esta brecha para disminuir los saldos y, en esa medida, pues contamos y confiamos en que podremos seguir recaudando las cuotas de FPEC de manera puntual en los trimestres, conforme se vayan dando sus vencimientos.

Speaker #5: Para el año entrante, estamos trabajando la proyección de Brent en un rango cercano a los $72 por barril, y la tasa de cambio también la estamos proyectando en un rango entre $3,200 y $3,600 pesos por dólar, y esto nos lleva a prever que para el 2027 tengamos una acumulación entre 1 y 3 billones de pesos para la cuenta FPEC.

Camilo Barco Muñoz: Para el año entrante, estamos trabajando la proyección de Brent en un rango cercano a los $72 por barril y la tasa de cambio también la estamos proyectando en un rango entre COP 3,200 and COP 3,600 per USD. Esto nos lleva a prever que para el 2027 tengamos una acumulación entre one and three billion COP para la cuenta FEPC. Esto como cuenta por cobrar en favor de Ecopetrol. Por supuesto, estas estimaciones, lo decía al principio, estarán también relacionadas con la volatilidad de los spreads o los cracks de productos, particularmente el Diesel y la Gasolina, y las decisiones que eventualmente pueda tomar el gobierno sobre el comportamiento de los precios o los ajustes al precio final al usuario de los combustibles o a la fórmula de reconocimiento de los precios a Ecopetrol.

Speaker #5: Esto, como cuenta por cobrar en favor de Ecopetrol. Por supuesto, estas estimaciones, lo decía al principio, estarán también relacionadas con la volatilidad de los spreads o los cracks de productos, particularmente el diésel y la gasolina, y las decisiones que eventualmente pueda tomar el gobierno sobre el comportamiento de los precios o los ajustes al precio final al usuario de los combustibles, o a la fórmula de reconocimiento de los precios a Ecopetrol.

Speaker #1: Thank you very much.

Bruno Montanari: Thank you very much.

Speaker #2: Muchísimas gracias.

Camilo Barco Muñoz: Muchísimas gracias.

Speaker #3: Nos acompaña también Andrés Cardona de Citi. Señor Cardona, puede preguntar.

Operator: Nos acompaña también Andrés Cardona, de Citi. Señor Cardona, puede preguntar.

Speaker #6: Hola, buen día. Muchas gracias por el espacio para preguntar. Mencionaban que habían tenido una conversación con el nuevo gobierno sobre los precios de los combustibles. Me gustaría explorar esas interacciones que han tenido con el nuevo gobierno electo y que nos compartieran cuáles podrían ser los cambios más significativos, tanto para Ecopetrol como para el sector petrolero, que han percibido durante el empalme y que están haciendo.

Andrés Cardona: Hola, buen día. Muchas gracias por el espacio para preguntar. Mencionaban que habían tenido una conversación con el nuevo gobierno sobre los precios de los combustibles. Me gustaría explorar sobre esas interacciones que han tenido con el nuevo gobierno electo y que nos compartieran cuáles podrían ser los cambios más significativos, tanto para Ecopetrol como para el sector petrolero, que han percibido de ese empalme que están haciendo. Muchas gracias.

Speaker #6: Muchas gracias.

Camilo Barco Muñoz: Andrés, buenos días, Camilo Barco de nuevo y mil gracias por la pregunta. En realidad es importante aclarar que no hemos tenido esta interacción o este diálogo con el gobierno entrante. Recogemos un poco lo que han sido las declaraciones generales en relación con la política de precios a los combustibles y la necesidad de cerrar esta brecha que se genera por concepto de los subsidios al Diesel, particularmente. Como les decía, estamos esperando que haya un lineamiento y seguramente una definición de nuevas políticas. Se han explorado distintas alternativas. Debemos decir que esto no ha sido interactivo con el nuevo gobierno.

Speaker #5: Andrés, buenos días. Camilo Barco de nuevo, y mil gracias por la pregunta. Pero, en realidad, es importante aclarar que no hemos tenido esta interacción o este diálogo con el gobierno entrante. Recogemos un poco lo que han sido las declaraciones generales en relación con la política de precios a los combustibles y la necesidad de cerrar esta brecha que se genera por concepto de los subsidios al diésel, particularmente.

Speaker #5: Sin embargo, como les decía, pues estamos esperando que haya un lineamiento y seguramente una definición de nuevas políticas. Se han explorado distintas alternativas, pero debemos decir: esto no ha sido interactivo con el nuevo gobierno, esto ha sido el trabajo de una gestión permanente que se hace con las autoridades, en el Ministerio de Minas y Energía, en el Ministerio de Hacienda, y son más bien conversaciones que vienen del pasado y que han sido parte de la gestión que hacemos de recaudo y cobro de la cuenta de FPEC.

Camilo Barco Muñoz: Esto ha sido el trabajo de una gestión permanente que se hace con las autoridades en el Ministerio de Minas y Energía, en el Ministerio de Hacienda, son más bien conversaciones que vienen del pasado y que han sido parte de la gestión que hacemos de recaudo y cobro de la cuenta de FEPC. Estamos esperando que el nuevo gobierno tome posesión y que podamos abrir ese canal de comunicaciones con ellos.

Speaker #5: Estamos esperando que el nuevo gobierno tome posesión y, pues, que podamos abrir ese canal de comunicaciones con ellos.

Speaker #6: Gracias.

Andrés Cardona: Gracias.

Speaker #2: Andrés, Juan Carlos Hurtado, presidente encargado. En relación a eso, nosotros, desde el documento y todas las posibilidades que tenemos, estamos ya listos desde hace ya un par de semanas hacia atrás para poder entregar toda la información referente a lo que requiera el nuevo gobierno.

Juan Carlos Hurtado Parra: Andrés, Juan Carlos Hurtado, Presidente encargado. En relación a eso, nosotros desde el documento y todas las posibilidades que tenemos, estamos ya listos desde hace un par de semanas para poder entregar toda la información referente a lo que requiera el nuevo gobierno. Dentro de las proyecciones que tenemos nosotros de Ecopetrol y las oportunidades que tenemos es poder seguir avanzando en los temas exploratorios, en poder consolidar todo el tema de aumentar el factor de recobro, el desarrollo de recuperación secundaria y terciaria, apoyados en nuevas tecnologías, llámese combustión in situ o agua mejorada, y avanzar también en el desarrollo de los crudos pesados en el Piedemonte, como también el tema de proyectos de exploración y desarrollo que tenemos en el Piedemonte.

Speaker #2: Dentro de las proyecciones que tenemos nosotros de Ecopetrol y las oportunidades que tenemos, está poder seguir avanzando en los temas exploratorios, en poder consolidar todo el tema de aumentar el factor de recobro, el desarrollo de recuperación secundaria y terciaria, apoyados en nuevas tecnologías, llámese combustión in situ o agua mejorada.

Speaker #2: Y avanzar también en el desarrollo en monte, como también el tema de proyectos de exploración y desarrollo que tenemos en el pie de monte. Eso a la luz del tema.

Juan Carlos Hurtado Parra: Eso a la luz del tema y visualizando la oportunidad que pudiéramos tener de crudos livianos asociados a yacimientos no convencionales, principalmente en el centro del país, donde hemos podido tener ya información y que de acuerdo a las normativas y procesos de la compañía, deben cumplir con todos los requerimientos legales, ambientales y cumplir con nuestra disciplina de capital y con la disposición para poder asegurar cualquier información que se requiera desde el gobierno entrante.

Speaker #2: Y visualizando la oportunidad que pudiéramos tener de crudos livianos asociados a yacimientos no convencionales, principalmente en el centro del país, donde hemos podido tener ya información y que, de acuerdo a las normativas y procesos de la compañía, deben cumplir con todos los requerimientos legales, ambientales y cumplir con nuestra disciplina de capital.

Speaker #2: Y con la disposición para poder asegurar cualquier información que se requiera desde el gobierno entrante.

Speaker #6: Muchas gracias.

Camilo Barco Muñoz: Muchas gracias.

Speaker #3: La siguiente pregunta viene de Álvaro Leiva, de BTG. Señor Leiva, puede preguntar.

Operator: La siguiente pregunta viene de Álvaro Leiva, de BTG. Señor Leiva, puede preguntar.

Speaker #1: Buenos días, muchas gracias por el espacio de preguntas. Mi pregunta es en relación al futuro de Permian y a la proyección que ustedes esperan para los siguientes trimestres y los siguientes años.

Álvaro Leiva: Buenos días. Muchas gracias por el espacio de preguntas. Mi pregunta es en relación con el futuro de Permian y cuál es la proyección que ustedes esperan para los siguientes trimestres y los siguientes años. Sé que ya habían anunciado una campaña de perforación para este año, pero quería preguntar si este declive en producción es por un tema estructural, un agotamiento del inventario o un deterioro de productividad, o si es por el plan actual de perforación. En caso de que sea por el plan de perforación, quería saber si es posible que haya una revisión al alza este o el próximo año. Muchas gracias.

Speaker #1: Sé que ya habían anunciado una campaña de perforación para este año, pero quería preguntar si este declive en producción es por un tema estructural, un agotamiento del inventario o un deterioro de productividad, o si es por el plan actual de perforación.

Speaker #1: En caso de que sea por el tema del plan de perforación, quería saber si es posible que haya una revisión al alza este o el próximo año.

Speaker #1: Muchas gracias.

Speaker #2: Álvaro, muchas gracias por su pregunta. Le habla Julián Lemos, vicepresidente corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios. En primer lugar, quisiera referirme a su pregunta con respecto al pronóstico de producción de este año en Permian, o, digamos, el performance que estamos viendo.

Julián Fernando Lemos Valero: Álvaro, muchas gracias por su pregunta. Le habla Julián Lemos, Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios. El primer punto, quisiera referirme a su pregunta con respecto al pronóstico de producción de este año en Permian o el performance que estamos viendo: obedece al acuerdo que tenemos con Oxy y la planeación que se hizo desde octubre del año pasado, considerando el entorno de precios que en ese momento veíamos y las condiciones particulares de la industria, en donde se redujo, de común acuerdo con el operador, el número de taladros en las locaciones del acuerdo de Rodeo. Esto, por supuesto, implica una reducción en la producción con respecto a lo que veíamos en años anteriores. Frente al pronóstico del año, sí nos encontramos por encima de la producción. Frente a lo que viene hacia adelante, quisiera decirle que estamos monitoreando de manera regular las opciones de mercado.

Speaker #2: Esto al acuerdo que tenemos con Oxy y la planeación que se hizo desde octubre del año pasado, considerando el entorno de precios que en ese momento veíamos, y las condiciones particulares de la industria, en donde se redujo de común acuerdo con el operador el número de taladros en las locaciones del acuerdo de Rodeo.

Speaker #2: Esto, por supuesto, implica una reducción en la producción con respecto a lo que veíamos en años anteriores. No obstante, frente al pronóstico del año, sí nos encontramos por encima de la producción.

Speaker #2: Frente a lo que viene hacia adelante, quisiera decirle que estamos monitoreando de manera regular las opciones de mercado. Por supuesto que el hidrocarburo de ciclo corto nos permite una flexibilidad distinta y, de común acuerdo con Oxi, hemos pactado acelerar o incluir siete pozos que no estaban dentro de la planeación de 2026. Y, continuamente, como le digo, estamos evaluando qué opciones habrá.

Julián Fernando Lemos Valero: Por supuesto que el hidrocarburo de ciclo corto nos permite una flexibilidad distinta y, de común acuerdo con Oxy, hemos pactado acelerar o incluir siete pozos que no estaban dentro de la planeación de 2026 y continuamente, como le digo, estamos evaluando qué opciones habrá. Tendrá mucho que ver con el escenario de precios que los dos socios estemos viendo para 2027 y determinar si mantenemos el mismo nivel de actividad y esto en número de taladros en el contrato o si vale la pena incrementarlo. Eso está en la mesa de conversación y será producto del análisis de entorno y de los acuerdos que logremos con nuestro socio.

Speaker #2: Tendrá mucho que ver con el escenario de precios que los dos socios estemos viendo para 2027, y determinar si mantenemos el mismo nivel de actividad, y esto en número de taladros en el contrato, o si vale la pena incrementarlo.

Speaker #2: Pero eso, digamos, está en la mesa de conversación y será, digamos, producto del análisis de entorno y de los acuerdos que logremos con nuestro socio.

Speaker #1: Muchas gracias, muy claro.

Álvaro Leiva: Muchas gracias. Muy claro.

Speaker #3: Nos acompaña también Andrés Duarte de Corfy Colombiana. Señor Duarte, puede preguntar.

Operator: Nos acompaña también Andrés Duarte, de Corficolombiana. Señor Duarte, puede preguntar.

Speaker #4: Hola. Gracias por tomar mis preguntas. La primera son dos. La primera tiene que ver con la transferencia de conocimiento de lo que ustedes tienen y hacen en el Permian, de acuerdo con el joint venture con Occidental.

Andrés Duarte: Hola, gracias por tomar mis preguntas. Son dos. La primera tiene que ver con la transferencia de conocimiento de lo que ustedes tienen y hacen en Permian de acuerdo con el joint venture con Occidental. Quiero saber qué parte de lo que han aprendido es aplicable al desarrollo de yacimientos no convencionales en Colombia, en el Magdalena Medio, que es donde entiendo había una oportunidad. La otra pregunta tiene que ver con esa disminución que se observa en el flujo de caja operativo a partir del Q2 del 2025. ¿Eso es básicamente FPK impuestos o hay alguna otra razón para que venga disminuyendo ese flujo de caja? Muchas gracias. Gracias por tomar mis preguntas.

Speaker #4: Quiero saber qué tanto de lo que han aprendido es aplicable al desarrollo de yacimientos no convencionales en Colombia, en el Magdalena Medio, que es donde entiendo había o hay oportunidad.

Speaker #4: Y la otra pregunta tiene que ver con esa disminución que se observa en el flujo de cada operativo, a partir del segundo trimestre de 2025.

Speaker #4: ¿Eso es básicamente flujo de procesos que impuestos, o hay alguna otra razón para que venga disminuyendo ese flujo de caja? Muchas gracias, gracias por tomar mis preguntas.

Speaker #2: Buenos días, Andrés. Juan Carlos Hurtado, presidente encargado. En relación al plan que se tuvo cuando hicimos el joint venture con Occidental, nosotros tuvimos personal que estuvo trabajando de la mano y que todavía hay personal trabajando de la mano tanto en nuestra filial como con Occidental, para poder avanzar en ese aprendizaje y poder traer o capitalizar, una vez se pueda desarrollar yacimientos no convencionales en el país.

Juan Carlos Hurtado Parra: Buenos días, Andrés. Juan Carlos Hurtado, presidente encargado. En relación con el plan que se tuvo cuando hicimos el joint venture con Occidental, nosotros tuvimos personal que estuvo trabajando de la mano y que todavía hay personal trabajando de la mano, tanto en nuestra filial como con Occidental, para poder avanzar en ese aprendizaje y poder traer o capitalizar una vez se puedan desarrollar yacimientos no convencionales en el país. Hoy contamos con profesionales desde la vista de yacimiento, vista de producción y facilidades para poder ser el punto de lanza para poder iniciar este tipo de proyectos, si se dan. En el tema del trimestral de flujo de caja, le cedo la palabra a Camilo.

Speaker #2: Y hoy contamos con profesionales desde la vista de yacimiento, vista de producción y facilidades para poder ser el punto de lanza para poder iniciar este tipo de proyectos. Así se dan.

Speaker #2: En el tema trimestral de flujo de caja, le cedo la palabra a Camilo.

Speaker #5: Muchas gracias. Y gracias por la pregunta, Andrés. Sobre las variaciones del flujo de caja en el trimestre, la respuesta es sí, efectivamente obedecen sustancialmente al comportamiento de FPEC, como lo decíamos anteriormente. Específicamente, tiene que ver con la segunda cuota de $1.6 billones, en la que suscribimos un acuerdo de pago con el Ministerio de Hacienda y se postergó su pago para el mes de diciembre.

Camilo Barco Muñoz: Muchas gracias. Gracias por la pregunta, Andrés. Sobre las variaciones del flujo de caja en el trimestre, la respuesta es sí, efectivamente obedecen sustancialmente al comportamiento de FPK. Como lo decíamos anteriormente, específicamente tiene que ver con la segunda cuota de COP 1.6 billion, en la que suscribimos un acuerdo de pago con el Ministerio de Hacienda y se postergó su pago para el mes de diciembre. Eso tiene un efecto por el mismo valor en el flujo de caja trimestral. La segunda tiene que ver con los impuestos, efectivamente, y hay allí dos componentes. El primero relacionado con el impuesto al patrimonio, valor total o monto total causado COP 1.2 billion.

Speaker #5: Eso tiene un efecto por el mismo valor en el flujo de caja trimestral. La segunda tiene que ver con los impuestos, efectivamente, y hay allí dos componentes.

Speaker #5: El primero, relacionado con el impuesto al patrimonio, el valor total o monto total causado fue de $1,2 billones de pesos. Esto también tiene un efecto directo en el flujo de caja.

Camilo Barco Muñoz: Esto también tiene un efecto directo en el flujo de caja y adicionalmente, la sobretasa a los combustibles que vimos que a partir del incremento en los precios de mercado y desde los $80 hacia arriba, empieza a generar una sobretasa equivalente al 10%. Aquí también hay un tema de sobretasa al impuesto y el impuesto de renta que este año se ha venido causando. Creo que fundamentalmente estas son las razones de la variación. Importante mencionar que, de todas maneras, el flujo de caja libre operativo es un flujo saludable. Acumulamos casi COP 6 billion para lo corrido del año, de los cuales el Q2 se generaron COP 2.8 billion.

Speaker #5: Y adicionalmente, pues la sobretasa a los combustibles, que vimos que a partir del incremento en los precios de mercado y desde los $80 hacia arriba, empieza a generar una sobretasa equivalente al 10%.

Speaker #5: Entonces, aquí también hay un tema de sobretasa al impuesto y el impuesto de renta, que este año, pues, se ha venido causando. Creo que fundamentalmente son estas las razones de la variación.

Speaker #5: Importante mencionar que, de todas maneras, el flujo de caja libre operativo es un flujo saludable. Acumulamos casi 6 billones de pesos para lo corrido del año, de los cuales en el segundo trimestre se generaron 2,8 billones.

Speaker #5: Y también es importante mencionar que, pues históricamente, el segundo trimestre es un trimestre fuerte desde el punto de vista de caja, porque en este segundo trimestre coinciden varias de las amortizaciones de deuda, pagos de impuestos y, muy importante, el pago de los dividendos.

Camilo Barco Muñoz: También es importante mencionar que históricamente el segundo trimestre es un trimestre fuerte desde el punto de vista de caja, porque en este segundo trimestre coinciden varias de las amortizaciones de deuda, pagos de impuestos y, muy importante, el pago de los dividendos. Este año pagamos COP 6 billion a nuestros accionistas en dividendos, tanto a la nación como accionista mayoritario, como a nuestros accionistas minoritarios. Este pago de impuestos, que en otros años anteriores se ha cruzado con FEPC, en este año se giró en su totalidad de la disponibilidad de caja. Con esto diría que para lo corrido del año ya vemos un flujo de caja estable, bien por encima de los niveles de caja mínimos previstos. Este H2 será más un semestre de acumulación y consideramos que no vienen mayores retos en lo que resta del año.

Speaker #5: Este año pagamos $6 billones de pesos a nuestros accionistas en dividendos, tanto a la Nación como accionista mayoritario, como a nuestros accionistas minoritarios. Entonces, este pago de impuestos, que en otros años anteriores se ha cruzado con el FPEC, en este año se giró en su totalidad de la disponibilidad de caja.

Speaker #5: Con esto, diría que para lo corrido del año ya vemos un flujo de caja estable, bien por encima de los niveles de caja mínimos previstos.

Speaker #5: Este segundo semestre será más un semestre de acumulación, y consideramos, pues, que no vienen mayores retos en lo que resta del año. De hecho, estamos visualizando que, salvo la transacción de Brava, pues no haya necesidad de recurrir a nuevas operaciones de financiamiento para honrar nuestras obligaciones y nuestros compromisos de inversión y de operación.

Camilo Barco Muñoz: De hecho, estamos visualizando que, salvo la transacción de Brava, no haya necesidad de recurrir a nuevas operaciones de financiamiento para honrar nuestras obligaciones y nuestros compromisos de inversión y de operación.

Speaker #2: Gracias.

Andrés Duarte: Gracias.

Speaker #4: Muy bien, sí.

Speaker #3: Continuamos con Juan Felipe Becerra, de Credicorp. Señor Becerra, puede preguntar.

Operator: Continuamos con Juan Felipe Becerra, de Credicorp. Señor Becerra, puede preguntar.

Speaker #2: Hola, muchas gracias por la presentación. Tengo dos preguntas por mi lado. La primera es un follow-up en el tema del guidance, en particular en los volúmenes.

Juan Felipe Becerra: Hola, muchas gracias por la presentación. Tengo two preguntas por mi lado. La primera es un "follow-up" en el tema del "guidance", en particular en los volúmenes. Ya nos mencionaron que mantienen el "guidance" de producción en el "upstream". Quería también saber un poco sobre el "guidance" de transporte en el "midstream" y de "throughput" en el "downstream", dado que en ambos estaríamos por encima del "guidance" con lo que vimos este H1. ¿Ustedes esperarían, si mantienen el "guidance" también en estos sectores, una caída en los volúmenes transportados y refinados? Esa sería la primera pregunta. La segunda, si nos pueden dar un cronograma de lo que viene después de la OPA de Brava, dado que sea exitosa. ¿Cuándo estaríamos esperando ver la consolidación de la transacción y si nos pueden dar sus expectativas como un "timeline"? Muchas gracias.

Speaker #2: Ya pues, nos mencionaron que mantienen el guidance de producción en el upstream. Y quería también saber un poco sobre el guidance de transporte en el midstream y de throughput en el downstream.

Speaker #2: Dado que ambos estaríamos por encima del guidance con lo que vimos este primer semestre, ¿ustedes esperarían entonces, si mantienen el guidance también en estos sectores, una caída en los volúmenes transportados y refinados?

Speaker #2: Eso sería la primera pregunta. Y la segunda, si nos pueden dar un cronograma de lo que viene después de la OPA de Brava, dado que sea exitosa.

Speaker #2: ¿Ustedes cuándo estaríamos esperando ver la consolidación de la transacción y si nos pueden dar sus expectativas, como un timeline? Muchas gracias. Buenos días, Juan.

Juan Carlos Hurtado Parra: Buenos días, Juan Carlos Hurtado, Acting President. En relación a tu primera pregunta, nuestras proyecciones son mantener estas líneas y esto a nivel volumétrico en los tres segmentos del negocio tradicional. Cargas, y seguimos hablando de refinación, temas de maximizar cargas para obtener los mejores márgenes de acuerdo a lo que tenemos en el mercado. Aumentar y poder optimizar nuestro sistema de transporte, llámese productos por productos, para maximizar valor. En los temas de producción, ya se comentaba que estamos manteniendo esos volúmenes que estimamos dentro del periodo 2026.

Speaker #2: Juan Carlos Hurtado, presidente encargado. Mira, en relación a tu primera pregunta, nuestras proyecciones es mantener estas líneas y esto a nivel volumétrico en los tres segmentos del negocio tradicional.

Speaker #2: Cargas, y seguimos hablando de refinación, temas de maximizar cargas para obtener los mejores márgenes de acuerdo a lo que tenemos en el mercado. Aumentar y poder optimizar nuestro sistema de transporte, llámese oleoductos, para maximizar valor.

Speaker #2: Y en los temas de producción, ya se comentaba que estamos manteniendo esos volúmenes que estimamos dentro del periodo 2026.

Speaker #4: Juan Felipe, Julián Lemos, vicepresidente corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios. Me voy a referir a su segunda pregunta con respecto al cronograma de Brava.

Julián Fernando Lemos Valero: Juan Felipe, Julián Lemos, Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios. Me voy a referir a su segunda pregunta con respecto al cronograma de Brava. El pasado 15 July, a través de nuestra filial Ecopetrol Investimentos Do Brasil LTDA, recibimos por parte de la autoridad de valores en Brasil la respuesta a nuestro recurso de apelación de continuar con la operación bursátil. Con ese recurso favorable y algunos elementos de condiciones precedentes, estamos en condiciones de lanzar el día de mañana la subasta por la OPA. Quisiera precisar que tenemos ya el visto bueno por parte de la entidad en materia de competencia, el visto bueno por parte de los tenedores de bono y deuda por parte de Brava y el visto bueno de la junta directiva de Brava con respecto a los términos en que estamos lanzando la OPA.

Speaker #4: El pasado 15 de julio, a través de nuestra filial Ecopetrol Investimentos de Brasil, recibimos por parte de la autoridad de valores en Brasil, digamos, la respuesta a nuestro recurso de apelación para continuar con la operación bursátil.

Speaker #4: Con ese recurso favorable y algunos elementos, digamos, de condiciones precedentes, estamos en condiciones de lanzar el día de mañana la subasta por la OPA.

Speaker #4: Digamos, quisiera precisar que tenemos ya el visto bueno por parte de la entidad en materia de competencia. El visto bueno por parte de los tenedores de bono y deuda por parte de Brava.

Speaker #4: Y el visto bueno de la Junta Directiva de Brava con respecto a los términos en que estamos lanzando la OPA. Entonces, digamos, son algunos temas previos al lanzamiento, pero requeridos para la ejecución de la OPA.

Julián Fernando Lemos Valero: Son algunos temas previos al lanzamiento, pero requeridos para la ejecución de la OPA. Si el día de mañana todo resulta exitoso, hacia el 17 August estaríamos realizando la liquidación de la OPA, que consiste en el desembolso de los recursos para los vendedores y la verificación del cumplimiento de todas las condiciones de cierre. A partir de ese momento, Ecopetrol sería el accionista o el dueño del 51% de la compañía. De esto realizarse en las fechas que le estamos mencionando, veríamos una consolidación de los resultados de Brava dentro de Ecopetrol para Q3 2026. Muchas gracias.

Speaker #4: Si el día de mañana todo resulta exitoso, hacia el 17 de agosto estaríamos realizando la liquidación de la OPA, que consiste en el desembolso de los recursos, digamos, para los vendedores y la verificación del cumplimiento de todas las condiciones de cierre. A partir de ese momento, Ecopetrol sería el accionista o el dueño del 51% de la compañía.

Speaker #4: De esto realizarse, en las fechas que le estamos mencionando, veríamos una consolidación de los resultados de Brava dentro de Ecopetrol para el tercer trimestre de 2026.

Speaker #4: Muchas gracias.

Speaker #3: La siguiente pregunta viene de Leonardo Marcondes de Bank of America. Señor Marcondes, puede preguntar.

Operator: La siguiente pregunta viene de Leonardo Marcondes, de Bank of America. Señor Marcondes, puede preguntar.

Speaker #2: Hi everyone, thank you for picking my questions. I have for solucionar mis preguntas. Tengo dos preguntas de este lado. La primera tiene que ver con las iniciativas estructurales que ustedes han implementado que reducen los costos en el segmento upstream.

Leonardo Marcondes: Hola a todos. Gracias por seleccionar mis preguntas. Tengo dos preguntas de este lado: la primera tiene que ver con las iniciativas estructurales que ustedes han implementado que reducen los costos en el segmento upstream. ¿Podrían darnos un poco más de información sobre cuánto espacio tenemos para mejorar la rentabilidad del segmento y qué apalancamiento tendrá más impacto en el futuro? Mi segunda pregunta tiene que ver con los activos offshore: ¿existe alguna licencia o aprobación regulatoria que pueda demorar el desarrollo de estos bloques? Muchas gracias.

Speaker #2: ¿Podrían darnos un poco más de información sobre cuánto espacio tenemos para mejorar la rentabilidad del segmento? ¿Y qué apalancamiento creen que va a ser el que tenga más impacto en el futuro?

Speaker #2: Y mi segunda pregunta tiene que ver con los activos offshore. ¿Existe alguna licencia o aprobación regulatoria que pueda demorar el desarrollo de estos bloques?

Speaker #2: Muchas gracias.

Speaker #4: Leonardo, le habla Carlos Mauricio Ávila, vicepresidente encargado ejecutivo de la línea de hidrocarburos. En relación a la primera pregunta, que tiene que ver con lo que estamos gestionando para lograr la reducción en los costos del upstream, básicamente, más allá de tener un guidance de producción, efectivamente el mensaje desde el grupo es que tenemos que garantizar los indicadores de costo que tiene el segmento.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Leonardo, le habla Carlos Mauricio Ávila, Vicepresidente encargado ejecutivo de la línea de hidrocarburos. En relación a la primera pregunta, que tiene que ver con lo que estamos gestionando para lograr la reducción en los costos del upstream, básicamente, más allá de tener un guidance de producción, el mensaje del Grupo es que tenemos que garantizar los indicadores de costo que tiene el segmento. En ese sentido, estamos trabajando fuertemente en varias iniciativas que tienen que ver con el programa de eficiencias que le apuntan al core de lo que significan estos costos que más le pesan al segmento. Estamos hablando de costos asociados al tema eléctrico, donde la matriz, en términos de lo que pesa en cuanto a costos, representa cerca de un 26% and 30%. Estamos trabajando para poder optimizar esas tarifas netas que le generan al segmento por el consumo de energía.

Speaker #4: En ese sentido, estamos trabajando fuertemente en varias iniciativas que tienen que ver con el programa de eficiencias, que le apuntan básicamente al core de lo que significan estos costos que más le pegan al segmento.

Speaker #4: Estamos hablando de costos asociados al tema eléctrico, donde la matriz, aproximadamente en términos de lo que pesa en términos de costos, es cerca de un 26% a un 30%. Ahí estamos trabajando para poder optimizar esas tarifas netas que le generan al segmento por el consumo de energía.

Speaker #4: Estamos trabajando en el manejo del agua. Claramente, uno de los retos que tenemos dentro de los activos de Ecopetrol, y específicamente en Colombia, tiene que ver con el manejo de los fluidos de producción. Ahí estamos trabajando fuertemente para reducir esa producción de agua y que los consumos de energía sean menores.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: Estamos trabajando en el manejo del agua. Claramente, uno de los retos que tenemos dentro de los activos de Ecopetrol, específicamente en Colombia, tiene que ver con el manejo de los fluidos de producción. Estamos trabajando fuertemente para reducir esa producción de agua y que los consumos de energía sean menores. Estamos trabajando para que las eficiencias en términos de los costos asociados a los servicios de atención a pozos también se reduzcan de una manera importante, implementando nueva tecnología y opciones para el incremento del factor de recobro, como mencionaba el Presidente Juan Carlos en términos de recobro con agua mejorada y otras alternativas que nos permitan tener mayores volúmenes a menor costo. Claramente, todo lo que tiene que ver con los servicios contratados, donde venimos implementando una serie de estrategias para que los costos se reduzcan en términos del $ per barrel.

Speaker #4: Estamos trabajando para que las eficiencias en términos de los costos asociados a los servicios de atención a pozos también se reduzcan de una manera importante, implementando nueva tecnología, implementando opciones para el incremento del factor de recobro, como lo mencionaba el presidente Juan Carlos, en términos de recobro con agua mejorada y otras alternativas que nos permitan tener mayores volúmenes a menor costo. Y, pues, claramente, todo lo que tiene que ver con los servicios contratados, donde venimos implementando igualmente una serie de estrategias para que los costos se reduzcan en términos del dólar por barril.

Speaker #4: En términos de las aprobaciones ambientales o regulatorias que tienen que ver o que nos afectan el desarrollo de los bloques, pues básicamente aquí lo que estamos procurando es tener una articulación lo más fluida posible con cada una de las entidades al interior del gobierno, que efectivamente nos permitan obtener, dentro de las sanciones que tenemos en cada uno de los proyectos, la permisología adecuada para que, dentro de los tiempos que tenemos proyectados, podamos obtener dicha permisología.

Carlos Mauricio Ávila Saldarriaga: En cuanto a las aprobaciones ambientales o regulatorias que afectan el desarrollo de los bloques, básicamente lo que estamos procurando es tener una articulación lo más fluida posible con cada una de las entidades al interior del gobierno, que efectivamente nos permitan obtener, dentro de las sanciones que tenemos en cada uno de los proyectos, la permisología adecuada para que, dentro de los tiempos que tenemos proyectados, podamos obtener dicha permisología. Creemos que aquí hemos venido teniendo un mejoramiento en ese relacionamiento y efectivamente vemos que podemos optimizar esos tiempos. Hay proyectos distintos dependiendo de dónde se desarrollen en el país, pero creemos que trabajando con la autoridad ambiental y demás podemos mantener los retos en términos de asegurar los cumplimientos de la producción y que no se vean afectados por este tipo de aprobaciones y demás.

Speaker #4: Creemos que aquí hemos venido teniendo un mejoramiento en ese relacionamiento y, efectivamente, vemos que podemos optimizar esos tiempos. Hay proyectos distintos dependiendo de dónde se desarrollen en el país, pero ahí creemos que, trabajando con la autoridad ambiental y demás, podemos básicamente mantener los retos en términos de asegurar los cumplimientos de la producción y que no se vean afectados por este tipo de aprobaciones y demás.

Leonardo Marcondes: That's very clear. Thank you. Muchas gracias. Muy claro. Gracias.

Speaker #2: That's very clear. Thank you.

Speaker #1: Muchas gracias. Muy claro. Gracias.

Operator: Continuamos con Alejandra Andrade, de J.P. Morgan. Señora Andrade, puede preguntar.

Speaker #3: Continuamos con Alejandra Andrade de JP Morgan. Señor Andrade, puede preguntar.

Speaker #5: Hola, buenas tardes. Muchas gracias por tomar mi pregunta. Tenía dos preguntas. Primero, quería entender, en términos del financiamiento para Brava, ¿qué es lo que tenían ya asegurado?

Alejandra Andrade: Hola, buenas tardes. Muchas gracias por tomar mi pregunta. Tenía dos preguntas. Primero, quería entender, en términos del financiamiento para Brava, qué es lo que tenían ya asegurado. No sé si sea un bridge loan y que luego la idea sería refinanciar eso viniendo a mercados internacionales o cómo está estructurada esa transacción. Ligado a eso, quería entender si estaban analizando posibilidades de hacer algún ejercicio de liability management al lado de la financiación de Brava. Muchas gracias.

Speaker #5: No sé si sea un bridge loan y que luego la idea sería refinanciar eso viniendo a mercados internacionales, o cómo está estructurada esa transacción.

Speaker #5: Y, ligado a eso, quería entender si estaban analizando posibilidades de hacer algún ejercicio de liability management al lado, digamos, de la financiación de Brava.

Speaker #5: Muchas gracias.

Speaker #2: Alejandra, buenos días y muchas gracias. Habla Camilo Barco, CFO. Y sobre la primera pregunta, en relación con el financiamiento de Brava, efectivamente la estructura de financiamiento es una estructura típica, llamémosla, para estas operaciones. Como lo mencionaba en su misma pregunta, vamos a hacer un financiamiento de corto plazo, un crédito puente para financiar la adquisición, y está previsto antes de que termine un año hacer el take out, en el que incluimos todas las posibilidades.

Camilo Barco Muñoz: Alejandra, buenos días y muchas gracias. Habla Camilo Barco, CFO. Sobre la primera pregunta en relación con el financiamiento de Brava, efectivamente la estructura de financiamiento es una estructura típica para estas operaciones. Como lo mencionaba en su misma pregunta, vamos a hacer un financiamiento de corto plazo, un crédito puente, para financiar la adquisición y está previsto, antes de que termine un año, hacer el takeout, en el que incluimos todas las posibilidades: un takeout a un crédito a largo plazo o también un takeout a una operación en el mercado de capitales. Con esto relaciono la segunda pregunta sobre un liability management. Precisamente nuestro foco estratégico desde el punto de vista de financiación está en optimizar los costos.

Speaker #2: O un take-out a un crédito a largo plazo o también un take-out a una operación en el mercado de capitales. Y con esto relaciono la segunda pregunta sobre el liability management, pues precisamente nuestro foco estratégico desde el punto de vista de financiación está en optimizar los costos. Hemos visto una evolución positiva sobre los márgenes de los títulos de deuda soberana y también el comportamiento de los bonos de Ecopetrol, y eso nos hace prever que haya unas buenas condiciones en el segundo semestre y en el mercado para seguir adelante con este tipo de transacciones.

Camilo Barco Muñoz: Hemos visto una evolución positiva sobre los márgenes de los títulos de deuda soberana y también el comportamiento de los bonos de Ecopetrol, eso nos hace prever que haya unas buenas condiciones en el H2 y en el mercado para seguir adelante con este tipo de transacciones. Hemos logrado disminuir los costos financieros. Vamos a seguir trabajando en esto, además con el propósito de prolongar la vida media del portafolio de deuda. Sobre esta base, seguiremos monitoreando las distintas condiciones y evaluando todas las alternativas posibles, como decía, tanto del mercado bancario como del mercado de capitales. Muchas gracias.

Speaker #2: Hemos logrado disminuir los costos financieros y vamos a seguir trabajando en esto, además con el propósito de prolongar la vida media del portafolio de deuda.

Speaker #2: Entonces, sobre esta base, seguiremos monitoreando las distintas condiciones y evaluando todas las alternativas posibles, como decía, tanto del mercado bancario como del mercado de capitales.

Speaker #2: Muchas gracias.

Operator: Continuamos con Hugo Beltrán de Acciones y Valores. Señor Beltrán, puede preguntar.

Speaker #3: Continuamos con Hugo Beltrán de Acciones y Valores. Señor Beltrán, puede preguntar.

Speaker #6: Muchas gracias. Me gustaría preguntar si puede profundizar un poco sobre la operación de liquidez sobre saldos de impuestos a favor. ¿Cuál es, cerca de esa, la magnitud de saldos de impuestos?

Hugo Beltrán: Muchas gracias. Me gustaría preguntar si puede profundizar un poco sobre la operación de liquidez, sobre saldos de impuestos a favor, cuál es cerca esa magnitud de saldos de impuestos, si esperaríamos que se sigan presentando ese tipo de operaciones de liquidez en los próximos periodos. Finalmente, cómo avanza el frente de litigios con la DIAN, por ejemplo, en el aspecto de IVA combustibles que se realizó en 2025. Gracias.

Speaker #6: ¿Y si esperaríamos que se sigan presentando ese tipo de operaciones de liquidez en los próximos períodos? Y, finalmente, ¿cómo avanza el frente de litigios con la DIAN?

Speaker #6: Por ejemplo, en el aspecto de IVA, combustibles, que se realizó en 2025, ese litigio. Gracias.

Speaker #2: Hugo, muchas gracias por las preguntas. Permítame de nuevo, Camilo Barco. Voy a responder en el mismo orden. Entonces, sobre la primera pregunta y relacionada con la operación de saldos de impuestos, efectivamente, como usted la describió, en el segundo trimestre hicimos, no, perdón, en el primer trimestre hicimos una operación como una de las palancas de liquidez en la que logramos estructurar una venta de un paquete de obligaciones a favor de Ecopetrol, o llámese saldos de impuestos a favor. Esta operación tuvo un valor aproximado a los $500 millones de dólares, que nos dieron recursos en pesos cercanos a los 2 billones.

Camilo Barco Muñoz: Hugo, muchas gracias por las preguntas. Permítame de nuevo, Camilo Barco, voy a responder en el mismo orden. Sobre la primera pregunta relacionada con la operación de saldos de impuestos, efectivamente, como usted la describió, en el Q1 hicimos una operación como una de las palancas de liquidez, en la que logramos estructurar una venta de un paquete de obligaciones a favor de Ecopetrol o llámese saldos de impuestos a favor. Esta operación tuvo un valor aproximado a los $500 million, que nos dieron recursos en pesos cercanos a los COP 2 billion. Vemos también allí en el costo financiero, se refleja en ese periodo, un monto consistente con el descuento que se obtuvo por la venta anticipada de estos saldos de impuestos a favor.

Speaker #2: Vemos también allí, en el costo financiero, se refleja en ese período un monto consistente con el descuento que se obtuvo por la venta anticipada de estos saldos de impuestos a favor.

Speaker #2: Creemos que es una operación que genera un muy buen precedente y que nos permite darle liquidez a algunas de estas deudas de saldos de impuestos a favor que se siguen generando y que han venido creciendo en Ecopetrol.

Camilo Barco Muñoz: Creemos que es una operación que genera un muy buen precedente y que nos permite darle liquidez a algunas de estas deudas de saldos de impuestos a favor, que se siguen generando y que han venido creciendo en Ecopetrol. Creemos que, en efecto, seguirá siendo un mecanismo alternativo posible y que en la medida de las necesidades del flujo de caja, siempre que así lo amerite, será una alternativa para dotar de liquidez a la compañía a costos muy competitivos, cercanos a los costos de financiamiento promedio que tenemos en el resto del portafolio. Esto con relación a la operación de saldos de impuestos a favor. Sobre el tema del litigio de IVA, hemos seguido avanzando en la instancia judicial en esta controversia con la autoridad tributaria. Son eight procesos diferentes, six en cabeza de Refinería de Cartagena, two en cabeza de Ecopetrol.

Speaker #2: Entonces creemos que, en efecto, seguirá siendo un mecanismo alternativo posible y que, en la medida de las necesidades del flujo de caja, siempre que así lo amerite, pues será una alternativa para dotar de liquidez a la compañía a costos muy competitivos, cercanos a los costos de financiamiento promedio que tenemos en el resto del portafolio.

Speaker #2: Entonces, esto con relación a la operación de saldos de impuestos a favor. Sobre el tema del litigio de IVA, pues hemos seguido avanzando en la instancia judicial en esta controversia con la autoridad tributaria. Son ocho procesos diferentes: seis en cabeza de Refinería de Cartagena y dos en cabeza de Ecopetrol. En todos ellos se han instaurado acciones de nulidad y restablecimiento del derecho que hoy cursan su trámite. Varias de ellas ya han sido admitidas, se han solicitado medidas cautelares o medidas preventivas y suspensiones preliminares en varias de ellas. Lo que podríamos decir es que se surten su curso de discusión procesal en las instancias judiciales correspondientes.

Camilo Barco Muñoz: En todos ellos se han instaurado acciones de nulidad y restablecimiento del derecho que hoy cursan su trámite. Varias de ellas ya han sido admitidas, se han solicitado medidas cautelares o medidas preventivas y suspensiones preliminares en varias de ellas, y lo que podríamos decir es, surten su curso de discusión procesal en las instancias judiciales correspondientes. De todas maneras, sí es importante, y quisiera mencionar que en el curso del trimestre anterior se expidió la Ley 2586 por el Congreso de la República, que es el Estatuto Sancionatorio Aduanero, y en uno de sus artículos, posiblemente el 113, prevé un mecanismo alternativo de solución de controversias con la DIAN. Esta es una alternativa que estamos evaluando y que ofrece condiciones muy favorables para explorar una salida alternativa a esta controversia que se ha generado en relación con el IVA.

Speaker #2: De todas maneras, sí es importante y quisiera mencionar que en el curso del trimestre anterior se expidió la Ley 2586 por el Congreso de la República, que es el Estatuto Sancionatorio Aduanero, y en uno de sus artículos, posiblemente el 113, prevé un mecanismo alternativo de solución de controversias con la DIAN.

Speaker #2: Esta es una alternativa que estamos evaluando y que ofrece condiciones muy favorables para explorar una salida, como lo digo, alternativa a esta controversia que se ha generado en relación con el IVA. Mientras exploramos esta alternativa y verificamos los beneficios para Ecopetrol, pues vamos a seguir avanzando en los procesos judiciales.

Camilo Barco Muñoz: Mientras exploramos esta alternativa y verificamos los beneficios para Ecopetrol, vamos a seguir avanzando en los procesos judiciales. Muchas gracias.

Speaker #2: Muchas gracias.

Speaker #3: Muchas gracias. No hay más preguntas en vivo. Procederemos con las preguntas del chat. El señor Stanisek nos pregunta: ¿Considerando los resultados de la cooperación con Petrobras en el desarrollo de recursos de gas offshore, están evaluando en Ecopetrol ampliar este modelo de alianzas hacia la exploración de petróleo costa afuera?

Operator: Muchas gracias. No hay más preguntas en vivo. Procederemos con las preguntas del chat. El señor Staniszek nos pregunta, considerando los resultados de la cooperación con Petrobras en el desarrollo de recursos de gas offshore, ¿están evaluando Ecopetrol ampliar este modelo de alianzas hacia la exploración de petróleo costa afuera?

Speaker #2: Buenos días, Juan Carlos Hurtado, presidente encargado. En este punto, nosotros, dada la materialidad y los anuncios que hemos hecho recientemente, y reforzados con el descubrimiento de Sandía 1, vemos una capacidad de desarrollar unos volúmenes importantes de gas en el componente costa afuera.

Juan Carlos Hurtado Parra: Buenos días, Juan Carlos Hurtado, Presidente Encargado. En este punto, nosotros, dada la materialidad y los anuncios que hemos hecho recientemente y reforzados con el descubrimiento de Sandía-1, vemos una capacidad de desarrollar unos volúmenes importantes de gas en el componente costa afuera. Estábamos trabajando con Petrobras para analizar esa estrategia de desarrollo exploratorio o de capacidad exploratoria para poder seguir avanzando en poder materializar los recursos identificados hasta ahora y poder tener la oportunidad de descubrir otros bloques que están dentro de las áreas que tenemos hoy compartidas con Petrobras.

Speaker #2: Y hemos venido, o estábamos trabajando, con Petrobras para analizar esa estrategia de desarrollo exploratorio, o de capacidad exploratoria, para seguir avanzando en poder materializar los recursos identificados hasta ahora, y poder tener la oportunidad de descubrir otros bloques que están dentro de las áreas que tenemos hoy compartidas con Petrobras.

Speaker #2: Adicional a eso, tenemos que tener presente que tenemos el bloque KGG al 100%, y dentro de esta vista, también hemos venido madurando directamente nosotros como Ecopetrol. Pero también se analizan alternativas de poder involucrar un socio estratégico como Petrobras hacia adelante y poder desarrollar las capacidades que tendríamos a nivel de volúmenes.

Juan Carlos Hurtado Parra: Adicional a eso, tenemos que tener presente que tenemos el bloque KGG a un 100% y dentro de esta vista también hemos venido madurando nosotros como Ecopetrol, pero también se analizan alternativas de poder involucrar un socio estratégico como Petrobras hacia adelante y poder desarrollar las capacidades que tendríamos a nivel de volúmenes. Por último, poder avanzar también en lo que tenemos con Anadarko y validar los temas legales ambientales de poder seguir avanzando en el proyecto exploratorio Komodo.

Speaker #2: Y, por último, poder avanzar también en lo que tenemos con Ana Arco y validar los temas legales y ambientales para poder seguir avanzando en el proyecto exploratorio cómodo.

Speaker #3: Michel Gálvez de Principal Financial Group nos pregunta: ¿El margen bruto de $29.8 por barril, con récord Cartagena $31.6 y Barrancabermeja $28.4, dependió del crack de destilados por las disrupciones en Ormuz?

Operator: Michel Gálvez, de Principal Financial Group, nos pregunta: el margen bruto de $29.8 por barril con récord Cartagena 31.6, Barrancabermeja 28.4, dependido del crack de destilados por las disrupciones en Ormuz. ¿Qué margen de refinación normalizado asumen para el H2 2026 si crack se comprime? ¿Cuánto del récord del Q2 2026 fue estructural, sinergias, versus coyuntural de precio?

Speaker #3: ¿Qué margen de refinanciación normalizado asumen para el segundo semestre de 2026 si el crack se comprime, y cuánto del récord del segundo trimestre de 2026 fue estructural por sinergias versus coyuntural por precio?

Speaker #2: Muy buenos días, Michel. Soy Julio César Herrera, vicepresidente comercial. Voy a atender esta muy buena pregunta en nombre del área comercial y el área de refinación.

Julio César Herrera: Muy buenos días, Michel. Soy Julio César Herrera, Vicepresidente Comercial. Voy a atender esta muy buena pregunta en nombre del área comercial y el área de refinación, que me podrá complementar. Es cierto, si bien los márgenes de refinación del Q2 se beneficiaron de un entorno excepcionalmente favorable por los destilados medios y sus precios, impulsados por esa restricción de oferta que hubo en Europe and Africa, especialmente. Ustedes vieron los promedios que tuvimos: el crack del Diesel para el Q2 2026 fue COP 57.60, el de jet COP 52.1. Si lo miraron hace two days, el Diesel estaba en los COP 87 y el jet en los COP 69. Nosotros no entregamos un guidance específico, pero lo que yo sí le puedo decir es que lo que en refinación hemos logrado es estructural. Estos beneficios han sido estructurales.

Speaker #2: ¿Quién me podrá complementar? Es cierto, si bien los márgenes de refinación del segundo trimestre se beneficiaron de un entorno excepcionalmente favorable por los destilados medios y sus precios impulsados por esa restricción de oferta que hubo en Europa y África especialmente. Ustedes vieron los promedios que tuvimos: el crack del diésel para el segundo trimestre de 2026 fue $57,60 y el de jet $52,10. Si lo miraron hace dos días, el diésel estaba en los $87 y el jet en los $69.

Speaker #2: Nosotros no entregamos un guidance específico, pero lo que yo sí le puedo decir es que lo que en refinación hemos logrado es estructural. Estos beneficios han sido estructurales. Los márgenes van a continuar siendo determinados por factores externos, como los diferenciales internacionales de los combustibles, los precios del crudo, que es lo que cargamos en las refinerías, y las condiciones generales del mercado energético.

Julio César Herrera: Los márgenes van a continuar siendo determinados por factores externos, como los diferenciales internacionales de los combustibles, los precios del crudo, que es los que cargamos en la refinería y las condiciones generales del mercado energético. Desde la perspectiva de la creación de valor, es importante destacar que ese desempeño récord de refinación obedeció a varios factores que me llevan a decir que es estructural ese beneficio. Ustedes escucharon de las cargas de la refinería Barranca llegando a 240,000 barriles por día, Cartagena excediendo los 200,000, 210,000. Eso no es lo único. Allí tenemos la optimización de las dietas, los esquemas de refinación, el hecho de que se están trabajando tanto Barranca y Cartagena con una integración operativa. Tenemos mayores rendimientos, disciplina operativa y la estrategia de ir por los productos valiosos en un momento como esto ha dado ese resultado.

Speaker #2: Desde la perspectiva de la creación de valor, es importante destacar que ese desempeño récord de refinación obedeció a varios factores que me llevan a decir que es estructural ese beneficio.

Speaker #2: Ustedes escucharon de las cargas de las refinerías: Barranca llegando a 240,000 barriles por día; Cartagena excediendo los 200,000-210,000. Pero eso no es lo único: allí tenemos la optimización de las dietas, los esquemas de refinación, el hecho de que se están trabajando tanto Barranca como Cartagena con una integración operativa. Tenemos mayores rendimientos, disciplina operativa y la estrategia de ir por los productos valiosos en un momento como este, pues ha dado ese resultado.

Speaker #2: Por ello, aunque los márgenes de mercado eventualmente se normalicen, seguimos fortaleciendo las capacidades estructurales del sistema de refinación para sostener esa captura de valor, que va a ser competitiva y, muy probablemente, si el mercado sigue comportándose de esa manera, veremos ese tipo de cracks en el área de refinación.

Julio César Herrera: Aunque los márgenes de mercado eventualmente se normalicen, seguimos fortaleciendo las capacidades estructurales del sistema de refinación para sostener esa captura de valor que va a ser competitiva y muy probablemente, si el mercado sigue comportando de esa manera, veremos ese tipo de cracks en el área de refinación.

Speaker #3: Diego Galván, de Globalx, nos pregunta: ¿Se planea realizar ajustes en términos de gobierno corporativo para blindar la junta directiva de Ecopetrol? En los últimos cuatro años hubo cambios que tuvieron impacto en la elección de sus miembros.

Operator: Diego Galván, de Globalex, nos pregunta: ¿se planea realizar ajustes en términos de gobierno corporativo para blindar la junta directiva de Ecopetrol? En los últimos cuatro años hubo cambios que tuvieron impacto en la elección de sus miembros. ¿Algún comentario al respecto? ¿Se planea una asamblea extraordinaria en el corto plazo?

Speaker #3: ¿Algún comentario al respecto? ¿Se planea una asamblea extraordinaria en el corto plazo?

Speaker #4: Buenos días, Diego. Cristina Toro, vicepresidente jurídica y secretaria general. De conformidad con la legislación aplicable y los estatutos sociales de Ecopetrol, es la asamblea general de accionistas la que toma decisiones frente a la junta directiva y es el órgano competente para elegir y remover los miembros de la junta.

María Cristina Toro Restrepo: Buenos días, Diego. Cristina Toro, Vicepresidenta Corporativa Jurídica y Secretaría General. De conformidad con la legislación aplicable y los estatutos sociales de Ecopetrol, es la Asamblea General de Accionistas la que toma decisiones frente a la junta directiva y es el órgano competente para elegir y remover los miembros de la junta. En este momento, tras las renuncias presentadas por dos de las directoras, la junta directiva puede continuar deliberando y aportando, adoptando decisiones válidamente con los integrantes que permanecen actualmente. Esto sin perjuicio de que la asamblea de accionistas sea convocada para reintegrar este órgano conforme a la ley. El cronograma específico dependería de las circunstancias particulares de la convocatoria.

Speaker #4: En este momento, tras las renuncias presentadas por dos de las directoras, la junta directiva puede continuar deliberando y adoptando decisiones válidamente con los integrantes que permanecen actualmente.

Speaker #4: Esto sin perjuicio de que la asamblea de accionistas sea convocada para reintegrar este órgano conforme a la ley. El cronograma específico dependería de las circunstancias particulares de la convocatoria.

Speaker #4: Sin embargo, una vez sea solicitada, debemos tener una plancha de candidatos completa, que requiere una verificación de cumplimiento de requisitos y de las condiciones también establecidas en normativa interna. Solo una vez contemos con esas verificaciones, 15 días después se puede convocar una asamblea.

María Cristina Toro Restrepo: Sin embargo, una vez sea solicitada, debemos tener una plancha de candidatos completa que requiere una verificación de cumplimiento de requisitos y de las condiciones también establecidas en normativa interna y solo una vez contar con esas verificaciones, 15 días después se puede convocar una asamblea. Gracias.

Speaker #4: Gracias.

Speaker #3: ¿Cuándo espera que se consoliden los resultados de Brava Energy en las cuentas del Grupo Ecopetrol de llegar a ser exitosa la adquisición hasta por el 51% de propiedad? ¿Cuánto espera que se aporte en barriles por día de producción total al grupo esta adquisición?

Operator: ¿Cuándo espera que se consoliden los resultados de Brava Energia en las cuentas del Ecopetrol Group? De lugar ser exitosa la adquisición hasta por el 51% de propiedad, ¿cuánto espera que se aporte en barriles por día de producción total al grupo esta adquisición?, nos pregunta Harold Rubio.

Speaker #3: Nos pregunta Harold Rubio.

Speaker #2: Bueno, muchas gracias a Harold por la pregunta. Camilo Barco de nuevo. Esperamos, en el cronograma que tenemos previsto y una vez sea exitosa la operación de Brava, la operación, la OPA y la subasta que sigue a la OPA, esperamos consolidar los resultados en los resultados de Grupo Ecopetrol a finales del tercer trimestre del año 2026.

Camilo Barco Muñoz: Muchas gracias a Harold por la pregunta. Camilo Barco de nuevo. Esperamos en el cronograma que tenemos previsto y una vez sea exitosa la operación de Brava, la OPA y la subasta que sigue a la OPA, consolidar los resultados en los resultados del Ecopetrol Group a finales del Q3 del año 2026. Como parte de la producción que se integrará, esperamos recibir una contribución del orden de 42,000 barriles de producción equivalente/día. Eso consistente con la participación de Ecopetrol del 51%.

Speaker #2: Y, como parte de la producción que se integrará, esperamos recibir una contribución del orden de 42,000 barriles de producción equivalente día. Eso es consistente con la participación de Ecopetrol del 51%.

Speaker #3: Camilo Díaz nos pregunta: ¿Ustedes nos podrían decir cuál es la demanda de energía diaria en megas del Grupo? ¿Y cuánto de esta demanda se cubre con generación desde proyectos propios de energía renovable?

Operator: Camilo Díaz nos pregunta: ¿Ustedes nos podrían decir cuál es la demanda de energía diaria en MW del Ecopetrol Group y cuánto de esta demanda se cubre con generación desde proyectos propios de energía renovable, es decir, sin contar compras en el MEM y en bolsa?

Speaker #3: Es decir, sin contar compras en el MME y en bolsa.

Speaker #2: Buenos días. Ernesto Gómez, vicepresidente ejecutivo de Energías para la Transición, encargado. Gracias por la pregunta, Camilo. Básicamente, Ecopetrol tiene al día un consumo de 24 gigavatios hora, que corresponde más o menos en términos del país a cerca del 9% del consumo nacional.

Ernesto Alfonso Gómez Cabarcas: Buenos días, Ernesto Gómez, Vicepresidente Ejecutivo de Energía para la Transición encargado. Gracias por la pregunta, Camilo. Básicamente, Ecopetrol tiene al día un consumo de 24 gigawatts hora, que corresponde más o menos, en términos del país, a cerca del 9% de lo que consume el país. De eso que diariamente consume Ecopetrol, 54% se hace por todas las fuentes de autogeneración. De ese 54, 49 corresponde a la autogeneración convencional y 5% a las fuentes renovables. Ese es el número que en este momento estamos manejando. Como ustedes saben, Camilo, tenemos un portafolio de renovables que sigue creciendo y que hoy en tema solar está cerca de 414 megawatts. Gracias por la pregunta.

Speaker #2: Y de eso que diariamente consume Ecopetrol, el 54% se hace por todas las fuentes de autogeneración. De ese 54%, 49% corresponde a la autogeneración convencional y 5% a las fuentes renovables.

Speaker #2: Ese es el número que en este momento estamos manejando. Como ustedes saben, y Camilo, tenemos un portafolio de renovables que sigue creciendo y que hoy, en temas solares, está cerca de 414 megavatios.

Speaker #2: Gracias por la pregunta.

Speaker #3: También nos pregunta: ¿Han pensado en alguna estrategia de rotación del portafolio de activos para disminuir el nivel de endeudamiento total del Grupo Ecopetrol? Si es así, ¿nos podrían dar algo de información al respecto?

Operator: También nos pregunta: ¿Han pensado alguna estrategia de rotación del portafolio de activos para disminuir el nivel de endeudamiento total del Ecopetrol Group? Si es así, ¿nos podrían dar algo de información al respecto?

Speaker #2: Camilo, gracias por su pregunta. Julián Lemos, vicepresidente corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios. Arrancaría diciendo que hoy los niveles de endeudamiento del grupo son saludables y, como lo mencionó previamente nuestro vicepresidente financiero, Camilo, incluso posterior a la adquisición de Brava, vamos a continuar dentro de los límites previamente informados al mercado.

Julián Fernando Lemos Valero: Camilo, gracias por su pregunta. Julián Lemos, Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios. Arrancaría diciendo que hoy los niveles de endeudamiento del grupo son saludables y como lo mencionó previamente nuestro Vicepresidente Financiero, Camilo, incluso posterior a la adquisición de Brava, vamos a continuar dentro de los límites previamente informados al mercado. No obstante, el ejercicio de rotación de portafolio es un ejercicio permanente al interior de la compañía. Estamos evaluando distintas alternativas para cumplir ese objetivo y de manera oportuna le informaremos al mercado cuando sean ejecutadas o estén próximas a ejecutarse. Muchas gracias.

Speaker #2: No obstante, el ejercicio de rotación de portafolio es un ejercicio permanente al interior de la compañía. Estamos evaluando distintas alternativas, digamos, para cumplir ese objetivo y, de manera oportuna, le informaremos al mercado cuando sean ejecutadas o estén próximas a ejecutarse.

Speaker #2: Muchas gracias.

Speaker #3: Muchas gracias. Cerramos el espacio de preguntas. Damos paso a Juan Carlos Hurtado, presidente encargado de Ecopetrol, para un mensaje final.

Operator: Muchas gracias. Cerramos el espacio de preguntas. Damos paso a Juan Carlos Hurtado, Presidente encargado de Ecopetrol, para un mensaje final.

Speaker #2: Muchas gracias. Dar las gracias a todos los que participaron y por su interés en el desarrollo y resultados de este segundo trimestre y primer semestre, así como en las proyecciones que tenemos para 2026 y hacia adelante.

Juan Carlos Hurtado Parra: Muchas gracias. Darle las gracias a todos los que participaron y su interés en el desarrollo y resultados de este Q2 y H1 y las proyecciones que tenemos del 2026 y hacia adelante. Gracias a todo el equipo por su participación y los resultados que obtuvimos. Muchas gracias a todos. Buen día para todos.

Speaker #2: Gracias a todo el equipo por su participación y los resultados que obtuvimos. Muchas gracias a todos. Buen día para todos.

Operator: Gracias a todos. Con esto concluye nuestra conferencia de resultados del Q2 de 2026. Gracias por su participación. Pueden desconectarse.