Transcription de la conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2026 d'Ecopetrol

Ecopetrol (NYSE : EC) a tenu sa conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre mardi. Vous trouverez ci-dessous la transcription complète de l'appel.

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Accédez à l'appel complet à l'adresse https://xegmenta.co/ecopetrol/registro-conferencia-de-resultados-2t-2026/

Résumé

Ecopetrol a enregistré de solides performances financières au deuxième trimestre 2026, avec un chiffre d'affaires de 40,2 billions de COP, un EBITDA de 17,7 billions de COP et un bénéfice net de 6,1 billions de COP, soit des augmentations significatives par rapport à l'année précédente.

La société a capitalisé sur des cours du pétrole brut et des marges de raffinage favorables, atteignant un débit record de 439 000 barils par jour pour le raffinage.

Les initiatives stratégiques comprenaient la promotion de projets de transition énergétique, des succès d'exploration dans la zone offshore des Caraïbes et une offre publique d'achat pour Brava au Brésil.

Ecopetrol a maintenu une position de trésorerie solide avec 11,3 billions de COP de liquidités et a réalisé 2,9 milliards de dollars américains d'investissements organiques axés sur la production et les infrastructures.

Les perspectives pour le second semestre 2026 comprennent des mesures visant à récupérer les volumes de production, à gérer les risques liés à El Niño et à maintenir la discipline financière, les créances du FEPC étant attendues allant de 8 à 12 billions de COP.

Transcription complète

Natalia, opératrice

Bonjour Je m'appelle Natalia et je serai votre opératrice aujourd'hui. Bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats d'Ecopetrol, au cours de laquelle nous discuterons des principaux résultats financiers et opérationnels du deuxième trimestre 2026. Une session de questions-réponses aura lieu à la fin de la présentation. Avant de commencer, il est important de mentionner que les commentaires formulés dans cet appel par la haute direction d'Ecopetrol incluent des projections des performances futures de l'entreprise.

Ces projections ne constituent aucun engagement quant aux résultats futurs et ne tiennent pas compte des risques ou incertitudes qui pourraient se matérialiser. Par conséquent, Ecopetrol n'assume aucune responsabilité dans le cas où les résultats futurs seraient différents des prévisions partagées lors de cette conférence téléphonique. L'appel sera dirigé par M. Juan Carlos Hurtado, PDG par intérim d'Ecopetrol ; Camilo Barco, directeur financier ; et Carlos Mauricio Ávila, vice-président exécutif par intérim des hydrocarbures.

Merci de votre attention. M. Hurtado, vous pouvez commencer votre conférence.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du deuxième trimestre 2026 du groupe Ecopetrol. Voici Juan Carlos Hurtado Parra, directeur général par intérim du groupe Ecopetrol. Au cours du deuxième trimestre, le groupe Ecopetrol a capitalisé avec succès sur un environnement de marché international favorable du pétrole brut et des carburants, soutenu par la force de notre modèle commercial intégré, notre stratégie commerciale différenciée et une exécution opérationnelle disciplinée. En conséquence, nous avons généré un chiffre d'affaires de 40,2 billions de pesos colombiens, un EBITDA de 17,7 billions de pesos colombiens et un bénéfice net de 6,1 billions de pesos colombiens, soit des augmentations de 35, 59 et 235 % respectivement par rapport à la même période l'année dernière. Ces résultats reflètent notre capacité à créer de la valeur sur l'ensemble de la chaîne de valeur et sont principalement motivés par trois facteurs. Tout d'abord, un environnement de prix favorable, avec un Brent à 97 dollars en moyenne le baril et une forte reprise des marges de raffinage internationales. Ensuite, une gestion commerciale différenciée, qui nous a permis d'améliorer nos écarts de pétrole brut de 3,67 dollars le baril par rapport au premier trimestre, malgré un environnement difficile pour les grades de pétrole lourd.

Et troisièmement, une solide exécution opérationnelle dans les secteurs du transport et du raffinage, ces derniers ayant contribué de manière significative à la création de valeur au cours du trimestre. En ce qui concerne les investissements, nous continuons à avancer comme prévu. En juin, nous avions exécuté 2,9 milliards de dollars américains, en continuant de nous concentrer sur la production, la sécurité énergétique, les infrastructures stratégiques et les projets de transition énergétique qui soutiennent la compétitivité et la croissance future du groupe. En outre, au cours du premier semestre, nous avons respecté le calendrier de versement des dividendes approuvé par l'assemblée générale des actionnaires, réaffirmant ainsi notre engagement en faveur de la création de valeur pour tous les actionnaires.

En ce qui concerne le fonds de stabilisation des prix du carburant, nous avons reçu au cours du trimestre 1 billion de pesos colombiens correspondant à l'accumulation du deuxième trimestre 2025. En outre, la hausse des cours internationaux a entraîné une accumulation d'environ 6 billions de pesos colombiens au cours du premier semestre 2026, dont nous continuerons à poursuivre la gestion avec le gouvernement national. Passons maintenant à la diapositive suivante pour passer en revue les principaux points opérationnels de ce trimestre.

D'un point de vue opérationnel, nous continuons à faire progresser nos priorités stratégiques et à renforcer les capacités qui soutiennent la croissance durable du groupe. Dans le domaine de l'exploration, nous avons foré 3 puits au cours du trimestre, portant le total à 8 puits au cours du premier semestre de l'année. Nous soulignons les progrès réalisés à Copua Su1, au large des Caraïbes, et, après la clôture du trimestre, la découverte de Sandia 1. Ces jalons continuent de renforcer le potentiel gazier de la région et améliorent les perspectives d'incorporation des ressources du groupe.

Sur le plan de la croissance inorganique, nous avons avancé dans le processus lié à Brava et Erjia, suite à l'autorisation accordée par la Securities and Exchange Commission (CVM) du Brésil de reprendre l'offre publique d'achat. Nous en informerons le marché et les décisions en temps voulu. Dans le domaine des activités commerciales, nous avons continué à renforcer notre plateforme internationale grâce à l'expansion du marché, à l'intégration de nouveaux clients et au développement de capacités commerciales.

Des initiatives telles que la nouvelle stratégie commerciale de Petcokes, la mise en œuvre de programmes d'affrètement à temps et la diversification des ports et des destinations nous ont permis de réaliser des marges plus élevées et de générer de la valeur supplémentaire pour le groupe Ecopetrol. Dans le cadre de nos activités liées à la transition gazière et énergétique, nous avons continué à contribuer à la sécurité énergétique du pays. En tant que groupe Ecopetrol, nous répondons à environ 62 % de la demande de gaz naturel de la Colombie, tout en continuant à développer des solutions pour étendre la disponibilité de l'approvisionnement sur le marché.

En 2026, nous avons offert 293 GBTUD de gaz naturel ferme à long terme. Dans le même temps, le secteur des transmissions et des routes à péage a maintenu sa dynamique positive, obtenant de nouveaux contrats d'un montant total de 428 millions de dollars américains, renforçant ainsi la croissance et la création de valeur d'ISA et de ses filiales. En production, nous avons atteint 706 000 barils d'équivalent pétrole par jour. Ces résultats reflètent les perturbations environnementales et électriques affectant certains actifs stratégiques et de croissance.

Le plus important a été un blocus de 76 jours qui a eu un impact sur les opérations dans les champs situés dans le département de Meta et a retardé l'exécution de projets clés visant à étendre la capacité des installations de transformation. Dans la perspective du second semestre, nous mettons en œuvre des mesures spécifiques pour récupérer ces volumes. Nous continuons également à surveiller de près les risques liés aux conditions opérationnelles et météorologiques, y compris l'impact potentiel du phénomène El Niño.

Dans le secteur du transport, les volumes ont augmenté de 4 % par rapport au même trimestre de l'année dernière, grâce à l'optimisation des couloirs logistiques et à l'augmentation des livraisons de produits raffinés. Enfin, dans le domaine du raffinage, nous avons atteint le débit trimestriel le plus élevé de notre histoire, atteignant 439 000 barils par jour, soit une augmentation de 6 % par rapport au deuxième trimestre 2025. Soutenu par une disponibilité opérationnelle élevée et un environnement de marge favorable, ce segment a consolidé sa position en tant que l'un des principaux moteurs de valeur du groupe au cours du trimestre.

Sur ce, je vais passer la parole à Camilo Barco, qui fournira plus de détails sur les résultats financiers.

Camilo Barco, directeur financier

Merci, Juan Carlos. Nos résultats du deuxième trimestre de 2026 reflètent la solidité du modèle commercial intégré d'Ecopetrol, notre capacité à maximiser la valeur dans un environnement de prix favorable et la flexibilité de nos actifs, le tout soutenu par une discipline financière et financière rigoureuse. Au cours du trimestre, le groupe Ecopetrol a généré un EBITDA de 17,7 billions de pesos, soit une augmentation de 59 % par rapport au deuxième trimestre 2025, avec une marge d'EBITDA de 44 %, soit environ 6 points de pourcentage de plus qu'à la même période l'année dernière.

Cette performance est due à la contribution exceptionnelle du secteur du raffinage, qui a enregistré des marges et des niveaux de débit records au deuxième trimestre. En outre, l'augmentation des volumes de transport et une gestion commerciale efficace nous ont permis de saisir plus efficacement les opportunités du marché. En conséquence, nous avons continué à renforcer notre situation financière. Le ratio dette brute/EBITDA a clôturé 2 fois au niveau du groupe et 1,3 fois hors dette d'ISA, tandis que la couverture des intérêts a maintenu sa tendance favorable par rapport au trimestre précédent.

À la fin du premier semestre, nous avions réalisé 2,9 milliards de dollars d'investissements organiques. Conformément à notre plan, les investissements ont été principalement alloués à la Colombie, qui représentait 71 %, suivie du Brésil 22 % et des États-Unis et d'autres pays 7 %. Ce niveau d'exécution reflète une stratégie d'allocation de capital disciplinée axée sur les projets de grande valeur, la continuité opérationnelle et une croissance rentable, tout en préservant la flexibilité financière du groupe.

Par secteur d'activité, environ 63 % des investissements ont été alloués aux hydrocarbures, suivis par les routes de transport et à péage avec 29 %, et les initiatives de transition énergétique, 8 %. Les gains d'efficacité continuent d'être un moteur structurel de la création de valeur, contribuant à 2,6 billions de pesos au cours du premier semestre 2026, soit le niveau le plus élevé enregistré pour cette période. Sur ce montant, 63 % ont eu un impact positif sur l'EBITDA, 20 % sur les dépenses d'investissement et les 17 % restants sur le fonds de roulement.

Passons maintenant à la diapositive suivante. À la fin du premier semestre 2026, le groupe Ecopetrol a enregistré un bénéfice net de 9 billions de pesos colombiens, égalant en seulement six mois le bénéfice net généré pendant toute l'année 2024. La variation du bénéfice net d'une année à l'autre s'explique principalement par trois facteurs. Tout d'abord, les facteurs liés au marché ont contribué à un effet net positif de 5,6 billions de COP, soutenu par une exécution commerciale efficace qui nous a permis de tirer parti de cet environnement de prix favorable. L'augmentation du prix moyen du Brent de 71 à 88 dollars américains le baril, ainsi que l'effet net des écarts entre le pétrole brut et les produits, ont contribué à un impact positif combiné de 7,6 billions de pesos colombiens. Cet effet a été partiellement compensé par l'impact de la baisse du taux de change et des pressions inflationnistes sur les coûts et les dépenses, qui se sont élevés à 2 billions de pesos colombiens. Deuxièmement, des facteurs fiscaux ont eu une incidence sur les résultats de 1,2 billion de pesos colombiens, principalement en raison de la surtaxe d'impôt sur le revenu, qui est passée de 0 % en 2025 à 10 % en 2026, conformément aux prévisions du cours du Brent pour cette année, ainsi que de la prise en compte du nouvel impôt sur la fortune. Troisièmement, des facteurs financiers et autres ont eu un impact négatif net de 300 milliards de COP, principalement lié à la transaction de gestion des liquidités liée aux crédits d'impôt.

Au cours du deuxième trimestre 2026, le bénéfice net a maintenu sa tendance à la hausse et a atteint 6,1 billions de pesos colombiens, soit 3,4 fois le niveau enregistré à la même période de l'année précédente et le résultat trimestriel le plus élevé enregistré depuis le quatrième trimestre 2022. Passons maintenant à la diapositive suivante. En juin 2026, le groupe Ecopetrol affichait une situation de trésorerie consolidée de 11,3 billions de pesos, maintenant une forte capacité financière pour soutenir ses opérations, planifier ses investissements et respecter ses engagements envers ses créanciers et ses actionnaires.

Au cours du premier semestre, le flux de trésorerie d'exploitation a atteint 14,1 billions de COP, grâce à l'impact positif de la hausse des cours des matières premières, des collectes de la FEPC et de la gestion du fonds de roulement grâce à la compensation des crédits d'impôt et à des initiatives de gestion des stocks. Les flux de trésorerie liés aux activités d'investissement ont représenté une sortie de 8,4 billions de pesos, principalement liée aux dépenses d'investissement d'Ecopetrol S.A., du Brésil, de l'ISA et du bassin permien.

Le groupe a ainsi généré 6 billions de COP de flux de trésorerie disponible, démontrant ainsi la capacité de l'entreprise à financer durablement sa croissance. Parmi les principales entrées et sorties de trésorerie au cours de la période figuraient 6 billions de pesos de dividendes versés à la fois aux actionnaires d'Ecopetrol et à des participations ne donnant pas le contrôle dans les filiales. En outre, les flux de trésorerie nets provenant des activités de financement et d'autres éléments se sont élevés à 1,1 billion de pesos, principalement liés aux paiements du service de la dette.

En ce qui concerne le Fonds de stabilisation des prix du carburant, en juin 2026, l'encours des créances s'élevait à 8 billions de pesos. Ce solde comprend environ 2 billions de dollars correspondant à 2025 et une accumulation de 6 billions de dollars en 2026. Par entreprise, 79 % du solde correspond à Ecopetrol et les 21 % restants à la raffinerie de Carthagène. D'ici la fin de l'année 2026, nous estimons que le solde des créances de la FEPC se situera entre 8 000 milliards et 12 billions de pesos, principalement en raison de l'érosion des cours du Brent et des taux de change.

Au cours du deuxième trimestre 2026, nous avons continué à renforcer notre situation financière grâce à une gestion active des liquidités. Cela comprenait la compensation de crédits d'impôt d'un montant total de 3 300 milliards de pesos colombiens et le transfert de fonds au sein du groupe pour un montant de 716 millions de dollars américains, des initiatives qui ont contribué à optimiser la liquidité et à améliorer la flexibilité financière de l'entreprise. Passons maintenant à la diapositive suivante.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Merci, Camilo. Passons maintenant au segment des hydrocarbures. Dans le domaine de l'exploration, nous continuons à exécuter nos activités conformément au plan. Aujourd'hui, nous sommes heureux de partager des nouvelles très positives pour la Colombie concernant le puits Sandia 1 situé au large des Caraïbes colombiennes. À la fin du premier semestre de l'année, nous avions foré huit puits exploratoires, ce qui a permis de faire deux découvertes fructueuses. En mars, nous avons annoncé la découverte du puits Copoazu 1 situé dans le bloc offshore 0 de Guajira.

Aujourd'hui, nous pouvons confirmer que lors des premiers essais, le puits a atteint un débit maximal de 35 millions de pieds cubes par jour, limité par la capacité maximale des installations d'essai. Bifita Sur 1 ST2, situé dans le cadre du contrat Llanos 123 E&P et exploité par GeoPark avec une participation de 50 % en partenariat avec notre filiale Hocol, qui détient les 50 % restants, a été rapidement mis en production après avoir été intégré à la zone commerciale de la découverte de Saltador.

Comme je l'ai mentionné au début, en collaboration avec notre partenaire Petrobras, nous avons annoncé la découverte du puits Sandia 1 situé sur le bloc offshore 0 de Guajira. Cette découverte accroît encore le potentiel de ressources gazières de la région. En ce qui concerne le projet Sirius, des contrats ont été signés avec notre filiale Hocol pour l'ingénierie et l'autorisation des installations de traitement du gaz de Ballena. Nous avons également réalisé des progrès significatifs dans le processus de consultation préalable auprès de 120 communautés certifiées.

Ces jalons nous permettent de respecter le calendrier prévu pour le dépôt de l'étude d'impact environnemental. Au cours du premier trimestre 2027, dans les contreforts de Llanos, nous avons terminé le forage du Floreña N18Y ST1, atteignant la profondeur cible en juin. Nous évaluons actuellement les zones d'intérêt afin d'en évaluer le potentiel. Au cours du trimestre, nous avons également déposé des études d'impact environnemental pour les découvertes de Tinamu, Magnus et Kimera situées dans le CPO, alors que nous continuons à faire progresser ces ressources vers d'éventuelles phases de développement supplémentaires.

Passons à la diapositive suivante, s'il vous plaît. Plus en détail, en collaboration avec Petrobras, nous avons confirmé la nouvelle découverte de gaz naturel avec le forage du puits Sandia 1 dans le bloc offshore 0 de Guajira, situé à 42 km des côtes colombiennes et atteignant une profondeur totale de 5 440 mètres, situé à 18 kilomètres de Sirius et à 9 kilomètres de Copoazu. Cette découverte confirme le potentiel gazier de l'offshore colombien et renforce les perspectives d'ajout de ressources susceptibles de contribuer à la sécurité énergétique de la Colombie et de la région.

Après la fin des forages et après avoir atteint la profondeur cible le 29 juillet 2026, nous évaluons actuellement les intervalles gaziers afin de caractériser la découverte et d'estimer ses résultats. Potentiel. Diapositive suivante s'il vous plaît. En ce qui concerne la production, je tiens à souligner la solide rentabilité de notre portefeuille, avec des marges d'EBITDA supérieures à 40 %, en hausse de 9 points de pourcentage par rapport au même trimestre de l'année dernière, des prix réalisés favorables et la vente de cargaisons de pétrole brut en transit qui ont contribué à compenser la baisse des volumes de production.

Au cours du premier semestre de l'année, la production a atteint en moyenne 715 000 barils d'équivalent pétrole par jour. Ce résultat a été principalement affecté par des événements externes, notamment des perturbations des opérations de surface dans le département de Meta et des événements liés à l'alimentation électrique d'actifs de croissance stratégiques tels que CPO09, Chichimena, Castilla et Rubiales. En particulier, les restrictions temporaires à CPO09, à Castilla et à Chichimena ont entraîné un report de la production pouvant atteindre 233 000 barils par jour.

Les opérations progressent actuellement vers une stabilisation progressive. Nos activités gazières et notre production internationale se sont comportées conformément aux attentes, ce qui a apporté stabilité et diversification à notre portefeuille. Dans la perspective du second semestre, nous mettons en œuvre des mesures concrètes pour rétablir la croissance de la production et renforcer la création de valeur. Ces mesures sont notamment les suivantes : 1. Accélération de l'activité dans le Permien grâce à une campagne supplémentaire de sept puits dans le bassin du Delaware, qui devrait contribuer à une production supplémentaire de 4 000 à 5 000 barils par jour entre fin 2026 et 2027. 2. Mise en production du produit LIRIA YZ10 développé dans les contreforts des Llanos tout en maintenant les niveaux de production à Gibraltar. 3. Mise en œuvre d'un plan complet d'assurance de la production axé sur l'amélioration de la reprise, des campagnes de forage supplémentaires, en particulier à Caño Sur, l'augmentation des activités de reconditionnement et l'expansion des installations de production en Castille. 4. Évaluer les opportunités inorganiques qui complètent notre stratégie de croissance et renforcent la durabilité à long terme de notre portefeuille, tout en continuant à surveiller certains facteurs externes, notamment les conditions météorologiques associées au phénomène El Niño et d'autres éléments de l'environnement opérationnel. Les actions en cours étayent nos perspectives en matière de

Carlos Mauricio Avila Saldarriaga — Vice-président de l'exploration, du développement et de la production

une reprise progressive de la production et une forte génération de liquidités au cours du second semestre. Diapositive suivante s'il vous plaît. Dans le secteur du raffinage, nous avons enregistré l'un de nos meilleurs trimestres de ces dernières années, atteignant un débit intégré record de 439 000 barils par jour et une marge brute de raffinage de 29,8 dollars américains le baril, contre 12,5 dollars américains le baril à la même période l'année dernière. Cette performance démontre notre capacité à saisir des conditions favorables grâce à une exécution opérationnelle exceptionnelle, à une disponibilité élevée des installations et à une flexibilité opérationnelle.

Ces facteurs nous ont permis de renforcer l'approvisionnement énergétique de la Colombie tout en réduisant les besoins d'importation. À la raffinerie de Barrancabermeja, nous avons atteint un débit et des marges brutes de raffinage records. Parallèlement, la raffinerie de Cartagena a augmenté son débit par rapport au trimestre précédent et a atteint une marge brute record de 31,60 dollars le baril, soutenue par une plus grande stabilité opérationnelle et l'achèvement des principales activités de maintenance dans les unités clés. Nous avons également continué à développer nos sources de création de valeur en développant de nouveaux marchés pour le coke et le soufre dans la pétrochimie.

La performance a été soutenue par la hausse des ventes de polypropylène et par des conditions commerciales favorables dans l'ensemble des stratégies. À l'avenir, nous restons concentrés sur l'exécution disciplinée des principales activités de maintenance, la préservation de la fiabilité des actifs et la priorisation des initiatives qui renforcent la compétitivité, l'efficacité et la génération de flux de trésorerie durables. En ce qui concerne le segment intermédiaire, il a continué de renforcer son rôle en tant que moteur clé de notre modèle commercial intégré, transportant plus de 1,1 million de barils par jour, soit une augmentation de 3,8 % par rapport au même trimestre de l'année dernière, grâce à notre flexibilité commerciale et opérationnelle, qui nous a permis d'intégrer de nouveaux volumes, de transporter du pétrole brut importé et d'optimiser les couloirs logistiques et les stocks, compensant ainsi la baisse de la production nationale. Ces résultats reflètent la capacité du segment à optimiser l'utilisation de l'infrastructure existante et à répondre rapidement aux exigences du système. Parmi les principales réalisations, citons l'optimisation des itinéraires stratégiques et le renforcement des capacités logistiques pour approvisionner les raffineries et le marché intérieur des carburants de la Colombie.

Dans l'ensemble, le segment a fait preuve d'une forte résilience opérationnelle et d'une exécution efficace, contribuant à la continuité des activités intégrées, à la création de valeur sur l'ensemble de la chaîne et à la compétitivité du groupe. Diapositive suivante s'il vous plaît. Quels sont nos résultats en termes de rentabilité et de coûts ? Au cours du premier semestre 2026, le segment des hydrocarbures a continué d'améliorer sa rentabilité grâce à l'exécution disciplinée d'initiatives d'échange opérationnel, d'efficacité et d'optimisation, consolidant ainsi une structure de coûts plus compétitive et résiliente.

Cette performance s'est traduite par un EBITDA de 25,7 billions de pesos colombiens, soit une augmentation de 26 % par rapport au premier semestre 2025, tandis que la marge d'EBITDA est passée de 38 à 45 %. Ces résultats consolident encore l'évolution positive de la performance des coûts qui a commencé à apparaître en 2025. Au cours de cette période, nous avons réalisé des gains d'efficacité de 1,3 billion de pesos grâce à l'optimisation opérationnelle, à la gestion de l'énergie, à la gestion de l'eau, à la récupération améliorée et aux nouvelles technologies.

De plus, si l'on exclut l'effet de change, nos indicateurs de coûts montrent des améliorations encore plus importantes. Cela confirme que les progrès réalisés reflètent des mesures d'efficacité structurelle plutôt que des résultats en termes de coûts. Par rapport au premier semestre de l'année, les coûts de levage et les coûts décaissés de raffinage ont diminué respectivement de 3 % et 4 % en pesos colombiens. Dans le même temps, le coût du transport par baril a augmenté de 8 %, principalement en raison des besoins supplémentaires liés aux interventions d'urgence et aux conditions opérationnelles externes.

Dans l'ensemble, ces résultats démontrent la capacité des segments des hydrocarbures à absorber les pressions inflationnistes et à compenser partiellement les impacts de la baisse de la production causée par des événements externes ainsi que de la hausse des coûts de main-d'œuvre. Cela a été réalisé grâce à des mesures d'efficacité structurelle qui soutiennent l'augmentation des marges et la durabilité à long terme de nos résultats. Je vais maintenant passer la parole à Juan Carlos qui abordera les principaux points forts du segment des énergies pour la transition.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Merci, Carlos Mauricio. Au cours du deuxième trimestre 2026, le groupe Ecopetrol a réaffirmé son rôle en tant que contributeur clé à la sécurité énergétique de la Colombie. Nous répondons actuellement à environ 62 % de la demande de gaz naturel du pays et, depuis le début de l'année, nous avons fourni 293 Gbtud de gaz ferme à long terme, consolidant ainsi notre position de premier fournisseur du marché. Dans le même temps, nous maintenons un approvisionnement en GPL équivalent à 38 % de la demande nationale et nous continuons à faire avancer des projets stratégiques qui renforceront la compétitivité et la croissance de nos activités gazières sur la côte du Pacifique.

Le projet de regazéification de Buenaventura était achevé à 73 % en juin et il devrait commencer ses activités au quatrième trimestre 2026 avec une capacité de 60 Gbtud. Parallèlement, nous continuons à progresser dans le processus concurrentiel pour la fourniture de GNL sous contrat afin de soutenir la commercialisation à long terme du gaz importé sur la côte des Caraïbes. Nous avons signé le contrat d'affrètement pour l'unité flottante de stockage et de regazéification de Puerto Valla d'une capacité opérationnelle allant jusqu'à 500 millions de pieds cubes par jour.

Le processus de commercialisation pour le marché intérieur est en cours et le démarrage est prévu au premier trimestre de 2027. Diapositive suivante s'il vous plaît. Dans le cadre de notre engagement à sécuriser l'approvisionnement en gaz naturel de la Colombie en cas d'urgence liée à la panne de maintenance du SPEC, Ecopetrol a mis en œuvre des actions coordonnées et planifiées au sein du groupe qui nous ont permis de fournir 97 Gbtud supplémentaires sur le marché, contribuant ainsi à répondre à la demande essentielle et à soutenir le secteur de la production d'énergie thermique.

Diapositive suivante s'il vous plaît. Nous maintenons une matrice énergétique fiable et un portefeuille d'énergies renouvelables de plus en plus robuste. Au cours du trimestre, nous avons couvert environ 90 % de la demande énergétique du groupe grâce à des contrats d'autoproduction et d'alimentation électrique, en maintenant des coûts compétitifs et en générant des gains d'efficacité significatifs pour l'entreprise. Nous avons continué à renforcer notre capacité d'autoproduction grâce au démarrage de Thermocoa et à la restauration du système de production de Thermaciana.

En outre, nous avons consolidé notre position de plus grand autogénérateur d'énergie renouvelable du pays, atteignant un portefeuille de 951 mégawatts. Parmi les principales réalisations du trimestre figurent le démarrage du parc solaire de Kifa, la poursuite des progrès du projet éolien Winpeche et l'acquisition d'une participation de 49 % dans les projets éoliens JK1 et JK2. Ces initiatives renforcent notre portefeuille de croissance à long terme et soutiennent une transition énergétique responsable. En termes d'efficacité énergétique, le trimestre a généré 1,6 pétajoules par rapport à l'objectif annuel de 3,14 pétajoules, portant les économies cumulées depuis 2018 à 26,4 pétajoules.

Ces initiatives ont généré des gains d'efficacité d'environ 48,5 milliards de pesos, réduisant la consommation, diminuant l'exposition aux prix du marché au comptant et libérant du gaz supplémentaire sur le marché. Diapositive suivante. Compte tenu de la forte probabilité d'un événement météorologique antérieur au cours du second semestre de l'année, nous avons mis en œuvre un plan complet visant à renforcer la résilience opérationnelle du groupe et à contribuer à la sécurité énergétique du pays. Ce plan comprend l'augmentation de la disponibilité de gaz et de carburants pour répondre à la demande nationale, l'exploitation de près de 2 gigawatts de capacité d'autoproduction et d'énergie renouvelable, la promotion des initiatives d'efficacité énergétique et la garantie d'une gestion responsable des ressources en eau. Il intègre également des mesures préventives visant à atténuer les risques associés aux feux de forêt et à d'autres événements liés au climat qui pourraient affecter nos activités. Grâce à ces actions, nous continuons à renforcer la fiabilité du système énergétique national tout en réaffirmant notre engagement en faveur de la création de valeur durable pour nos actionnaires et d'une transition énergétique responsable. Diapositive suivante pour notre allocution de clôture.

Au cours du deuxième trimestre, nous avons démontré la capacité du groupe Ecopetrol à traduire des conditions de marché exceptionnelles en résultats exceptionnels. La combinaison de prix favorables, d'une approche commerciale différenciée et d'une exécution opérationnelle disciplinée nous a permis de réaliser l'une de nos meilleures performances financières de ces dernières années. Le raffinage a été l'un des principaux moteurs de valeur au cours de ce trimestre. Nous avons atteint un débit et des marges records grâce à notre disponibilité opérationnelle et à notre capacité à saisir les opportunités offertes par le marché international des carburants.

Pour l'avenir, nous restons concentrés sur la reprise des volumes de production affectés au cours du premier semestre, le maintien de la discipline dans l'exécution de notre plan d'investissement et le renforcement de la compétitivité de nos activités. Nous disposons d'une situation financière solide et d'une plateforme intégrée qui a fait preuve de résilience, ainsi que d'un portefeuille d'opportunités qui nous positionnent bien pour atteindre nos objectifs pour 2026. Enfin, je tiens à souligner que ces résultats ont été rendus possibles grâce à l'engagement et au talent de notre personnel.

Nous sommes fiers que la dernière évaluation du climat de travail réalisée conformément à la norme internationale du Great Place to Work Institute ait reflété des progrès significatifs, notre score étant passé de 68 à 77 points en 2025 et notre note passant de très satisfaisant à exceptionnel. Pour la deuxième année consécutive, nous avons atteint l'objectif fixé par le Great Place to Work Institute, une reconnaissance qui reflète une culture fondée sur la confiance, le respect, l'équité et la fierté d'appartenir à Ecopetrol.

Sur ce, nous allons maintenant donner la parole à la séance de questions-réponses.

Natalia, opératrice

Muchas gracias. Nous allons maintenant commencer par la session de questions-réponses. Nous vous rappelons un maximum de deux questions afin que nous puissions avoir suffisamment de temps pour tout le monde. Nous allons commencer par les questions. Nous rappelons à tous les analystes de sélectionner la langue de leur choix dans le module d'interprétation. Sinon, nous ne serons pas en mesure d'entendre. Vous pouvez poser une question.

Tasso, analyste

Bonjour à tous, merci d'avoir répondu à ma question. Je pense que je voulais profiter de la récente élection présidentielle en Colombie et du fait que le nouveau président pourrait avoir une vision différente du secteur pétrolier et gazier. Et j'aimerais poser une question plus générale à la direction. Je vais peut-être diviser la même question en trois parties ici. Tout d'abord, en ce qui concerne Ecopetrol au cours des trois ou quatre dernières années, quelles sont les principales livraisons que vous pourriez citer ? Le principal projet que vous avez aimé réaliser.

Deuxième partie, quels projets vous avez eu le plus grand défi à faire avancer ou même à approuver et à ne pas pouvoir évoluer. Et la troisième partie, si nous regardons à partir de maintenant, quelles seraient les principales priorités de l'entreprise ? Les principaux projets, les principaux sous-secteurs sur lesquels se concentrer ? Telles sont les deux parties de la question. Merci

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Bonjour, Tasso. Voici Juan Carlos Hurtado. Je suis le président par intérim. L'une des principales réussites que nous avons enregistrées est le taux d'exploration que nous avons atteint ces dernières années. Et cela s'explique bien entendu dans les annonces que nous avons faites au premier trimestre avec les découvertes de Copuasu et Sandia. Une question qui, bien sûr, s'ajoute à la diversification de notre réseau énergétique grâce à un plus grand nombre de systèmes d'autoproduction.

Nous pouvons parler de centrales solaires qui fournissent de l'énergie à nos locaux que nous avons appelés Kifa pour les champs situés à proximité de Puerto Gaetan. La Iguana qui fournit ou fournit également de l'énergie aux champs de Barranca et de Casaba. Et enfin Lacira qui alimente les champs historiques en exploitation et ajoute 130 mégawatts. Un autre point à souligner est que Porton del Sol exploite La Dora Cal, soit 128 mégawatts qui fonctionnent à distance. Ces réalisations supplémentaires, nous essayons de montrer la croissance de la production de pétrole brut à l'échelle nationale, atténuant ainsi le déclin naturel de nos champs. Et nous pouvons également progresser vers un facteur de récupération plus élevé lié à la récupération secondaire et avancer avec des projets de restauration tertiaire avec une eau améliorée en deuxième place. L'un de nos plus grands défis concerne l'environnement et les différents processus liés à la conformité environnementale. Nous parlons de conformité exploratoire. Sérieusement, nous avons avancé dans les consultations préalables pour être en mesure de définir et de clore l'étude d'évaluation environnementale, afin de pouvoir la déposer au premier trimestre de l'année prochaine.

Et aussi pour que nous puissions avoir une approbation à exécuter fin 2027. Défis, environnementaux et techniques pour poursuivre nos activités en termes d'efficacité dans la production de fluide total, de réduction des coûts, de fonctionnement plus optimal et en termes d'avenir. Nous avons travaillé sur une stratégie pour 2040. À ce stade, nous devons souligner que nous nous concentrons sur les activités traditionnelles qui sont bien entendu liées à l'exploration, à la production, au raffinage et au transport.

Cela a été mis à profit, comme je l'ai dit, par certains projets qui diversifient la matrice de production afin d'être plus efficace en termes d'énergie à l'avenir. Il y a une porte qui s'ouvre et c'est l'opportunité que nous avons dans le pétrole brut léger, le pétrole léger et certains domaines non conventionnels. En termes de conformité légale et de discipline en matière de capital. Certains projets pilotes ont été suspendus en fonction de ce que l'environnement établit et des différents scénarios sur lesquels nous devons travailler.

Nous devons continuer à travailler sur des blocs exploratoires. Et le potentiel que nous affirmons avec la découverte de Sandia est la capacité gazière dont nous disposons sur la côte nord pour alimenter les bruts lourds de l'est du pays, dans le département du Meta, et le pétrole brut léger de la région de Magdalena Medio, dans la région de Middle Magdalena. Et enfin avancer dans les projets exploratoires sur les contreforts pour pouvoir développer et atténuer le déclin naturel des champs de production de gaz.

Tasso, analyste

C'est très clair. J'apprécie.

Natalia, opératrice

La prochaine question vient de Bruno Montanari. Monsieur Montanari, vous pouvez poser votre question.

Bruno Montanari, analyste

Bon après-midi. Merci d'avoir répondu à mes questions. Deux de mon côté également. L'un sur la production et l'autre sur le FEPC. En ce qui concerne la production, pouvez-vous nous aider à combler les perspectives du second semestre de 2026 à la lumière des défis auxquels nous avons été confrontés au deuxième trimestre ? Alors, comment devons-nous envisager le second semestre pour que l'entreprise atteigne ses objectifs annuels, et si vous vous y attendez toujours et si vous êtes à l'aise avec l'objectif de production précédent ? Dans ce contexte, vous attendez-vous à rencontrer des défis ou des difficultés liés à El Niño en matière de production d'électricité et à d'autres perturbations ?

Et puis, en ce qui concerne la FEPC, vous avez indiqué que vous envisagiez une accumulation potentielle de 8 à 12 billions de pesos d'ici la fin de l'année. Mais en ce qui concerne l'année prochaine et au sein du nouveau gouvernement, vous attendez-vous à collecter ces fonds peut-être plus rapidement que ce que nous avons constaté ces dernières années ? Et une brève question à ce sujet : lorsque vous parlez des 8 à 12 billions de pesos d'ici la fin de l'année, quel type de Brent et de taux de change pensez-vous atteindre cette fourchette ?

Merci beaucoup.

Carlos Mauricio Avila Saldarriaga — Vice-président de l'exploration, du développement et de la production

Bonjour Bruno. Je m'appelle Carlos Mauricio Avila. Je suis en charge de la Vice-présidence exécutive des hydrocarbures. Je vais répondre à la première question concernant la production. En fait, comme nous l'avons révélé, au premier semestre de l'année, nous avions en moyenne 715 000 barils équivalents par jour. Et la différence entre les orientations dont nous disposons actuellement est liée à ce que nous avons mentionné en termes d'événements environnementaux que nous avons connus, en particulier dans les champs les plus productifs, qui se trouvent dans le département de Meta, et les situations ont répondu à un événement très spécifique qui s'est produit en raison de certaines attentes et de certaines réclamations des travailleurs de la zone, qui ont abouti au blocus et à l'arrêt de 16 équipes de travail pendant plus de 70 jours. Cela a bien entendu affecté la production d'environ 23 000 barils par jour. Cependant, ces blocages ont déjà été levés le mois dernier et nous poursuivons la production et la reprise dans ces champs qui sont bien sûr ceux qui contribuent le plus à la production de pétrole brut du pays et bien sûr à la production du groupe.

Nous sommes tout à fait d'accord avec ce que nous avons mentionné concernant le maintien de l'objectif de production entre 730 000 et 740 000 barils par jour. Nous avons déployé les actions qui nous permettront de récupérer cette production liées à la gestion de la maintenance des puits pour augmenter la production affectée par ces blocages. Et nous nous efforçons également d'améliorer la fiabilité électrique qui nous a affecté ces deux derniers mois. Il convient de mentionner que vers les derniers jours de juin, nous atteignions près de 730 000 barils par jour, ce qui est bien sûr une bonne nouvelle et nous pensons que nous allons continuer.

En ce qui concerne ce qui a été mentionné à propos du phénomène El Niño, nous avons quelques estimations de ce que nous pourrions avoir en termes d'effets sur notre production et nous les atténuons grâce à différentes mesures qui nous permettront de garantir l'approvisionnement en électricité là où nous pourrions avoir des effets en raison d'une moindre disponibilité d'énergie. Bien entendu, à cet égard, nous poursuivons ce que nous avons dit au marché en termes de maintien de nos niveaux de production.

Camilo Barco, directeur financier

Bonjour Bruno. Voici Camilo Barco, directeur financier, et je vais répondre à la question concernant la FEPC. J'ajouterai également quelques éléments plus généraux sur la façon dont ce fonds de stabilisation fonctionne pour les prix des carburants en Colombie. Tout d'abord, sur la probabilité de recouvrement et le calendrier de paiement. Il est important de mentionner que les paiements ont été effectués à temps. Et la dynamique de ces paiements est bien entendu quelque chose qui se produit dans le cadre de quotas de trois mois ou de paiements qui expirent chaque année.

À titre d'exemple, l'année dernière, 3 000 millions ont été payés en trois versements cette année : le premier pour 1 600 millions, le second pour 1 000 millions et l'autre pour 400 000 millions. Au cours du dernier trimestre, nous avons conclu un accord de paiement en décembre et nous prévoyons de percevoir ce paiement tout comme les premier et troisième versements ont été collectés cette année. Et ce sont des titres à court terme et les paiements ont été effectués et nous continuons à les recevoir.

De même, en termes de cumul, ce taux se situe dans une fourchette comprise entre 8 et 12 milliards. Bien entendu, cela dépendra du comportement de Brent. Et le TRM dépend bien entendu de la propagation des fissures dans les produits, en particulier le diesel et l'essence. Ce sont ceux qui ont le plus d'impact sur la constitution de ce compte FEPC. Les calculs pour cette année sont effectués avec une fourchette de projection du Brent pour 2026 qui se situe autour de 84, entre 84 et 90 dollars le baril.

Et nous travaillons sur cette projection avec un TRM compris entre 3 200 et 3 500 pesos par dollar. Pour 2027, il faudra attendre que le nouveau gouvernement ait de nouvelles directives. Nous comprenons que l'une des priorités de ce nouveau gouvernement est de commencer à combler l'écart créé par la subvention aux carburants. À ce sujet, différentes alternatives ont été explorées et, entre autres, l'une des idées consiste à augmenter le prix des carburants pour l'utilisateur final.

Et une autre pourrait être la modification de la formule de l'EP, qui permet de reconnaître la valeur pour le producteur. Il s'agit donc d'une série d'alternatives qui dépendront nécessairement des orientations et des politiques publiques du nouveau gouvernement. Comme je l'ai dit, nous avons manifesté publiquement la nécessité de combler cet écart afin de réduire les soldes. Et en ce sens, nous sommes convaincus que nous continuerons à collecter les versements ou les paiements de la FEPC, bien entendu, à mesure qu'ils arriveront à échéance pour l'année prochaine.

Nous travaillons avec une projection du Brent d'environ 72 dollars américains le baril. Et nous prévoyons que le taux de change se situera entre 3 200 et 3 600 pesos par dollar. Et cela nous amène bien sûr à prévoir que pour 2027, nous aurons une accumulation entre 1 et 3 billions de pesos pour le compte FEPC. Cela est recevable pour Ecopetrol, bien entendu. Et bien entendu, ces estimations, comme je l'ai dit au début, seront liées à la volatilité des produits, en particulier le diesel et l'essence, et aux décisions que le gouvernement pourra éventuellement prendre concernant l'évolution des prix ou les ajustements du prix à l'utilisateur final pour ces carburants, ou la manière dont la formule est calculée pour reconnaître l'Ecopetrol.

Natalia, opératrice

Nous avons également Andres Cardona de Citi. Monsieur Cardona, vous pouvez poser votre question.

Andres Cardona, analyste chez Citi

Bonjour. Merci beaucoup pour cette séance de questions-réponses. Vous disiez avoir eu une conversation au sein de votre gouvernement au sujet des prix des carburants. J'aimerais en savoir plus sur les interactions que vous avez eues avec le nouveau gouvernement élu. Et nous aimerions que vous partagiez avec nous quels pourraient être les changements les plus importants à la fois pour Ecopetrol et pour le secteur en général, le secteur pétrolier. Qu'avez-vous perçu au sein de ce nouveau gouvernement ?

Merci

Camilo Barco, directeur financier

Andres, bonjour. Voici Camilo. Merci pour votre question. Il convient de préciser que nous n'avons pas vraiment eu ce dialogue avec le nouveau gouvernement. Nous reconnaissons les déclarations générales qu'ils ont faites au sujet de la politique des prix des carburants et de la nécessité de combler cet écart créé par les subventions au diesel en particulier. Cependant, nous nous attendons à disposer de nouvelles directives et définitions pour les nouvelles politiques. Nous avons exploré différentes alternatives, mais cela n'a pas vraiment été très interactif avec le nouveau gouvernement.

Cela vient d'être le résultat d'un travail constant mené avec les autorités, le ministère des Mines et de l'Énergie et le ministère des Finances. Et ce sont des conversations qui datent d'avant, en fait, et qui concernent la gestion du compte FEPC pour le collecter. Nous nous attendons à ce que le nouveau gouvernement entre en fonction afin que nous puissions ouvrir un canal de communication avec eux.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Je suis le président par intérim. À cet égard, d'après le document et toutes les possibilités dont nous disposons, nous sommes prêts depuis quelques semaines à fournir toutes les informations nécessaires au nouveau gouvernement dans le cadre des projections ou des prévisions dont nous disposons et des opportunités qui s'offrent à nous. Nous aimerions continuer à travailler sur l'exploration et la consolidation du facteur de récupération et sur le développement de la récupération secondaire et tertiaire soutenue par de nouvelles technologies, qu'il s'agisse de combustion sur site ou d'eau améliorée.

Et nous continuerons à développer le pétrole brut lourd dans les contreforts et à travailler sur les différents projets de développement de l'exploration que nous avons dans les contreforts. Et bien sûr, en ce qui concerne le produit, l'option du pétrole brut léger lié à des domaines non conventionnels pour lesquels nous disposons déjà de certaines informations. Conformément à la réglementation de l'entreprise, nous devons bien entendu nous conformer à toutes les exigences légales environnementales et à notre discipline en matière de capital et, bien sûr, distribuer toutes les informations requises par le nouveau gouvernement.

Natalia, opératrice

Merci. La prochaine question vient d'Alvaro Leyba de BTG. Monsieur Leyba, votre question.

Alvaro Leyba, analyste chez BTG

Bonjour

INCONNU, analyste

Merci de m'avoir donné la possibilité de poser des questions. Ma question concerne l'avenir du Permien et quelles sont les prévisions que vous attendez pour les prochains trimestres et années ? Je sais que vous aviez annoncé une campagne de perforation ou une campagne de forage pour cette année, mais je ne sais pas si vous pouvez assister à des baisses de productions en raison de la détérioration de la productivité ou. Ou est-ce à cause du plan de forage actuel ? Si cela est dû au plan de forage, j'aimerais savoir s'il y aura une révision cette année ou l'année prochaine.

Merci.

Julian Lemos — Vice-président corporatif de la stratégie et des nouvelles entreprises

Merci pour votre question. Je suis Julian Lemos, vice-président de la stratégie d'entreprise et des nouvelles entreprises. J'aimerais répondre à votre question concernant le point focal prévu pour la production au Permien ou les performances que nous pouvons observer. Et cela fait suite à l'accord que nous avons conclu avec Oxy et à la planification que nous avons faite l'année dernière, compte tenu de l'environnement des prix que nous avons observé là-bas et de la situation du secteur que nous avons connue à l'époque où nous avons convenu de réduire le nombre d'équipements de préparation et le nombre d'appareils de forage dans cette zone.

Et il s'agit bien entendu d'une réduction de la production par rapport à ce que nous avons constaté l'année précédente. Maintenant, selon les prévisions, ils sont conscients de la production en termes de ce qui va suivre. Nous surveillons et surveillons régulièrement les différentes options du marché. Et bien entendu, l'hydrocarbure à cycle court nous permet une flexibilité différente. Et après avoir convenu avec Oxy, nous avons décidé d'accélérer ou d'inclure sept puits qui ne faisaient pas partie de la planification pour 2026.

Et comme je l'ai dit, nous évaluons en permanence les options qui s'offrent à nous. Cela aura à voir avec le scénario de prix que les deux partenaires peuvent envisager pour 2027 et pour déterminer si nous maintiendrons le même niveau d'activité et le même nombre de. Pour voir si nous disposons de la même quantité d'équipement de préparation que celle que nous aurions prévue dans le contrat ou si nous devrons l'augmenter. Mais cela sera discuté et cela fera partie de l'analyse de l'environnement et de l'accord que nous concluons avec notre partenaire.

Natalia, opératrice

Merci. C'est très clair. Nous avons également Andres Duarte de Corfi Colombiana. Monsieur Duarte, vous pouvez poser votre question.

Andres Duarte, analyste chez Corficolombiana

Merci. J'ai deux questions. Le premier concerne le transfert de connaissances en ce qui concerne ce que vous faites chez Permian, selon la joint-venture avec Occidental. J'aimerais savoir dans quelle mesure ce que vous avez appris peut s'appliquer au développement de domaines non conventionnels. Je crois savoir que vous avez eu quelques opportunités dans la région de Middle Magdalena. Et la deuxième question concerne la réduction que vous pouvez constater dans les flux de trésorerie d'exploitation à partir du deuxième trimestre 2025.

Est-ce dû aux impôts ou y a-t-il une autre raison pour laquelle les flux de trésorerie sont réduits ? Merci d'avoir répondu à mes questions.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Bonjour, Andres. Voici Juan Carlos Hurtado, le président par intérim. En ce qui concerne le plan que nous avions lorsque nous avons lancé la coentreprise avec Occidental, nous avions du personnel qui travaillait ensemble et il y a encore des personnes qui travaillent dans notre filiale. Mais en collaboration avec Occidental, pour travailler sur cette expérience d'apprentissage, afin de pouvoir capitaliser une fois que nous pourrons développer ces réservoirs non conventionnels dans le pays. Et nous avons des professionnels en termes de réservoirs et de production pour être les leaders de ces projets lorsqu'ils se concrétisent.

Pour ce qui est de la question des flux de trésorerie, je donne la parole à Camilo.

Camilo Barco, directeur financier

Merci pour la question, Andres, concernant les variations des flux de trésorerie au cours de ce trimestre. La réponse est oui. Cela répond bien entendu dans une large mesure au comportement de FedEx. Et comme nous l'avons déjà dit, cela concerne spécifiquement le paiement de 1 600 milliards de dollars pour lequel nous avons conclu un accord de paiement avec le ministère des Finances et ce paiement a été reporté à décembre. Bien entendu, cela se répercute sur le même montant sur les flux de trésorerie du trimestre. La deuxième partie de la réponse est que cela a effectivement trait aux impôts.

Et il y a deux éléments. Le premier concerne l'impôt sur la fortune. Pour un montant total cumulé, cela représente 1,2 billion de pesos. Et cela a bien entendu un effet direct sur les flux de trésorerie. Et en plus, en ce qui concerne le supplément, le supplément carburant, mis à part, oui. À partir de l'augmentation du prix du marché à partir de 80$, cela commence à créer un supplément équivalent à 10 %. Il y a donc bien sûr une surtaxe et l'impôt sur le revenu qui a été cumulé cette année.

Telles sont les raisons de cette variation. Il est important de mentionner que le flux de trésorerie disponible et le flux de trésorerie d'exploitation disponible sont un flux sain. Et nous avons accumulé près de 6 billions de pesos pour l'année, dont 2,8 au deuxième trimestre. Il convient également de mentionner que, historiquement, le deuxième trimestre est un trimestre solide en termes de flux de trésorerie, car au deuxième trimestre, plusieurs des amortissements de la dette coïncident avec les paiements d'impôts.

Et ce qui est très important, c'est le versement du dividende. Cette année, nous avons versé 6 billions de pesos à nos actionnaires sous forme de dividendes, à la fois au gouvernement, à la nation en tant qu'actionnaire principal, et aux autres actionnaires. Et ce paiement d'impôts, qui les autres années a été croisé avec les arriérés de paiement de la Fed, a eu un impact sur le flux de trésorerie et sa disponibilité. Pour la fin de l'année, nous pouvons constater un flux de trésorerie stable supérieur au minimum prévu.

Le second semestre serait un semestre d'accumulation. Et nous considérons que nous n'aurons pas de défis majeurs pour le reste de l'année. En fait, nous prévoyons qu'en dehors de la transaction privée, il ne sera pas nécessaire de réaliser de nouvelles opérations de financement pour payer nos obligations, nos engagements d'investissement et nos engagements de production.

Natalia, opératrice

Merci. Nous continuons avec Juan Felipe Becerra de Credit Corp. Monsieur Becerra, vous pouvez poser votre question.

Juan Felipe Becerra, analyste chez Credicorp

Merci pour cette présentation. J'ai deux questions de mon côté. Le premier fait suite aux directives, en particulier dans les volumes. Vous avez indiqué que vous mainteniez la production de volumes en amont. J'aimerais en savoir plus sur les directives de transport dans le secteur intermédiaire et le débit dans le secteur aval. Étant donné que les deux objectifs seraient supérieurs aux prévisions au cours de ce semestre de l'année, pensez-vous que vous maintiendrez les prévisions dans ces secteurs ?

Vous attendriez-vous à une baisse des volumes transportés et raffinés ? C'est ma première question. Et la deuxième question est de savoir si vous pourriez nous donner un calendrier de ce qui se passera après l'offre publique de Brava, étant donné qu'en cas de succès, nous nous attendons à voir la consolidation de cette transaction en termes de calendrier. Merci.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Merci. Voici Juan Carlos Hurtado, président par intérim. Pour répondre à votre première question, nous prévoyons de maintenir cette ligne en termes de volumes dans les trois segments de l'activité traditionnelle. En termes de volume, nous maximisons le débit pour obtenir de meilleures marges en fonction de ce que nous avons sur le marché, en augmentant et en optimisant notre système de transport, qu'il s'agisse d'oléoducs ou d'oléoducs multiproduits, afin de maximiser la valeur. Et en termes de valeur, nous maintenons les volumes que nous avions estimés ou que nous avions prévus pour la période 2026.

Julian Lemos — Vice-président corporatif de la stratégie et des nouvelles entreprises

Juan Felipe, voici Julian Lemos, vice-président de l'entreprise pour la stratégie et les nouvelles entreprises. Je vais répondre à votre deuxième question concernant le calendrier pour Brava. Le 15 juin dernier, par l'intermédiaire de notre filiale au Brésil, nous avons reçu des autorités brésiliennes une réponse à notre appel à poursuivre les opérations boursières, avec cette ressource favorable et certains éléments qui, sous certaines conditions préalables, nous sont en mesure de lancer demain la vente aux enchères pour cette offre publique d'achat.

Nous voulions simplement mentionner que nous avons le feu vert de l'institution responsable, le feu vert des détenteurs d'obligations et de dettes de Brava et le feu vert du conseil d'administration de Brava en ce qui concerne les conditions dans lesquelles nous lançons cette fonction. Il s'agit donc bien entendu d'une due diligence pour l'offre publique d'achat. Si tout se passe bien demain, le 17 août, nous procéderons à la liquidation de cette offre publique d'achat, qui consiste essentiellement à décaisser les ressources pour les vendeurs et à vérifier le respect de toutes les conditions de clôture.

Et à partir de là, le rôle de l'entreprise serait de détenir 51 % de cette société. Si tout se passe aux dates que nous avons mentionnées, nous assisterions à une consolidation des résultats de Brava chez Ecopetrol pour le troisième trimestre 2026.

Natalia, opératrice

Merci beaucoup. La prochaine question vient de Leonardo Marconde de Bank of America. Monsieur Marcondas, vous pouvez poser une question.

Leonardo Marcondes, analyste à la Bank of America

Il s'agit des actifs offshore. Je veux dire, y a-t-il des approbations environnementales ou réglementaires en attente qui pourraient affecter le calendrier de développement des blocs ?

Natalia, opératrice

Merci beaucoup, Leonardo. Carlos Mauricio.

Carlos Mauricio Avila Saldarriaga — Vice-président de l'exploration, du développement et de la production

Voici Carlos Mauricio Avila, vice-président exécutif de la ligne d'hydrocarbures. Pour ce qui est de votre première question, elle a trait à ce que nous faisons pour réduire les coûts de l'amont, en fait, au-delà de l'établissement de directives de production. En fait, notre message est que nous devons garantir les indicateurs de coûts du segment. En ce sens, nous travaillons d'arrache-pied sur différentes initiatives liées au programme d'efficacité, qui cible essentiellement l'essentiel des coûts qui, bien entendu, sont les plus importants pour le segment.

Nous parlons des coûts liés à l'électricité, dont le poids de la matrice ou du réseau est compris entre 26 et 30 %. Et nous y travaillons pour optimiser les tarifs nets qui sont bien entendu créés sur le segment en raison de la consommation d'énergie. Nous travaillons également sur la gestion de l'eau. L'un des défis auxquels nous sommes confrontés dans les actifs d'Ecopetrol, en particulier en Colombie, concerne la gestion des fluides de production. Et nous travaillons sur cette base pour réduire la consommation d'eau et également consommer moins d'énergie.

Nous nous efforçons de réaliser des économies en termes de coûts associés aux services liés aux puits, de réduire et de mettre en œuvre de nouvelles technologies, de mettre en œuvre des options pour augmenter le facteur de récupération, comme l'a mentionné le président, de récupérer grâce à une eau améliorée et d'autres alternatives qui nous permettront d'avoir d'autres alternatives à moindre coût. Et tout ce qui a trait au contrat de services, où nous avons mis en œuvre une série de stratégies afin de réduire les coûts en dollars par baril.

En ce qui concerne les approbations environnementales ou réglementaires qui pourraient affecter le développement des nouveaux blocs, nous essayons de travailler en collaboration avec chacune des institutions du gouvernement afin d'obtenir efficacement les différents permis afin de pouvoir obtenir ces permis dans les délais prévus. Nous avons amélioré nos relations avec toutes ces institutions ou entités et nous pensons pouvoir optimiser certains délais pour ces permis.

Et il existe différents projets en fonction de l'endroit où nous les développons dans le pays. Mais nous pensons qu'en travaillant avec les autorités environnementales et d'autres acteurs, nous pouvons maintenir nos objectifs en termes de conformité à notre production afin qu'ils ne soient pas affectés par ces approbations.

Natalia, opératrice

C'est très clair. Merci. De J.P. Morgan.

INCONNU, analyste chez J.P. Morgan

Bonjour, bon après-midi. Merci beaucoup d'avoir répondu à ma question. J'ai deux questions. La première est que je voudrais comprendre en termes de financement pour Brava et de ce que vous aviez déjà assuré. Je ne sais pas s'il s'agissait d'un prêt-relais, puis l'idée serait de le refinancer sur les marchés internationaux. Comment cette transaction est-elle structurée et, dans ce contexte, je voulais savoir si vous analysiez les possibilités de mener un exercice de gestion du passif parallèlement au financement Brava.

Merci.

Camilo Barco, directeur financier

Bonjour, Alejandra, et merci pour ta question. Je m'appelle Camilo Barco, directeur financier. À propos de la première question concernant le financement de Brava. Il s'agit d'une structure typique pour cette opération. Comme vous l'avez mentionné dans la même question, nous allons procéder à un financement à court terme avec un prêt-relais pour financer cette acquisition. Et nous prévoyons qu'avant la fin de l'année, nous procéderons à un rachat dans lequel nous inclurons toutes les possibilités, qu'il s'agisse d'un rachat d'un crédit à long terme ou d'une opération sur le marché des capitaux.

J'en viens à la deuxième question concernant la gestion du passif et la responsabilité. Et bien entendu, notre approche stratégique en matière de financement consiste à optimiser les coûts. Nous avons constaté une évolution positive des marges des différents titres de la dette souveraine et du comportement des obligations d'entreprises. Et nous pouvons prévoir de bonnes conditions au second semestre et sur le marché pour poursuivre ce type de transaction. Nous avons réduit les coûts financiers et nous continuerons à y travailler dans le but de prolonger la maturité moyenne de ce portefeuille de dettes.

Nous continuerons à suivre les différentes conditions et à évaluer toutes les possibilités du marché bancaire et du marché des capitaux. Merci.

Natalia, opératrice

Nous continuons maintenant avec Hugo Beltrán d'Acciones y Valores.

Hugo Beltrán, analyste chez Acciones y Valores

Merci beaucoup. Je voudrais vous demander si vous pourriez nous en dire plus sur l'opération de liquidité sur les crédits d'impôt. Quelle est l'ampleur ou la dimension de ces équilibres ? Je veux dire, nous prévoyons ce type d'opérations de liquidité au cours des prochaines périodes. Enfin, la façon dont vous progressez dans les litiges avec la DIAN en termes de TVA, explique ce litige qui a eu lieu en 2025. Merci.

Camilo Barco, directeur financier

Merci, Hugo, pour tes questions. Je répondrai à vos questions dans le même ordre. La première question portait sur les crédits d'impôt ou les soldes d'impôts que vous avez décrits au deuxième trimestre. Je suis désolée. Au premier trimestre, nous avons réalisé une opération comme l'un des leviers de liquidité, au cours de laquelle nous avons réussi à structurer la vente d'un ensemble d'obligations, de créances pour Ecopetrol. Et cette opération avait une valeur de 500 millions de dollars américains. Et on nous a donné, un Colombien, un paiement d'environ 2 billions de pesos.

Et le coût financier se reflète également sur cette période, mais avec un montant correspondant à l'escompte que nous recevons en raison de la vente à terme prévue de ces créances. Et c'est une opération qui peut créer une bonne conférence ou une bonne toile de fond qui peut nous donner la liquidité de ces ensembles de créances en croissance. Nous pensons donc que si cela continue d'être un mécanisme alternatif possible et que, selon les besoins, en fonction des flux de trésorerie et du moment où cela en vaut la peine, ce sera une alternative pour fournir des liquidités à l'entreprise à des coûts très compétitifs proches des coûts de financement moyens que nous avons dans le reste du portefeuille en termes de... en termes d'opération sur les créances. En termes de procédure contentieuse en matière de TVA, nous avons continué de progresser dans les différentes instances liées à cette controverse avec les autorités fiscales. Nous disposons de huit procédés différents : six sont dirigés par la raffinerie de Cartagena et deux par Ecopetrol. Et nous avons de nombreux appels en cours de traitement. Et nous avons demandé certaines mesures dans plusieurs de ces cas.

Et ce que nous pourrions dire, c'est qu'ils font essentiellement l'objet de différentes discussions dans les instances correspondantes. Mais je voudrais mentionner qu'au cours du trimestre précédent, la loi 2586 a été publiée par le Congrès de notre République, qui est la Charte des douanes. Et à l'article 113, ils contiennent une disposition prévoyant un mécanisme alternatif pour résoudre les différends avec l'administration fiscale. Et c'est une alternative que nous évaluons et qui offre des conditions très favorables pour explorer une solution alternative à cette controverse créée autour de la TVA.

Pendant que nous explorons cette alternative et que nous vérifions et revérifions les avantages que nous aurions pour Ecopetrol, nous continuerons à poursuivre les litiges. Merci.

Natalia, opératrice

Muchas gracias. Merci beaucoup. Il n'y a plus de questions. Nous allons continuer avec les questions posées dans le chat. M. Stanichek pose la question suivante : compte tenu des résultats de la coopération avec Petrobras pour développer les ressources gazières offshore, le rôle de l'entreprise est-il d'étendre ce modèle d'alliances à l'exploration en mer ?

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Bonjour Juan Carlos Hurtado, président par intérim. À ce stade, compte tenu des annonces que nous avons faites récemment et qui ont été mises en œuvre avec la découverte du bloc Sandia-1, nous pouvons constater la capacité de développer des volumes de gaz aussi importants dans la composante offshore. Et nous travaillons avec Petrobras pour développer ces capacités d'exploration, pour pouvoir matérialiser les ressources que nous avons identifiées jusqu'à présent et pour avoir l'opportunité de découvrir d'autres blocs situés dans les zones partagées avec Petrobras.

En outre, nous avons le bloc KGG à 100 % et nous sommes en train de mûrir en tant que rôle d'entreprise, mais nous pouvons envisager des alternatives consistant à impliquer désormais un partenaire stratégique tel que Petrobras pour développer les capacités que nous aurions en termes de volumes et, enfin, à être en mesure d'aller de l'avant avec ce que nous avons avec Anadarko et de valider les aspects environnementaux pour continuer à développer les projets d'exploration.

Natalia, opératrice

Michelle Gálvez, directrice du groupe financier : marge brute de 29,8 dollars le baril, avec Cartagena à 31,6 dollars, Barranca à 28,4 dollars, selon l'écart entre le crack. Compte tenu des perturbations survenues à Ormuz, quelle marge de raffinage supposons-nous pour le second semestre 2026 en cas de compression du crack, et quel serait le record pour le second semestre de l'année ? Dans quelle mesure était-ce structurel compte tenu des synergies ?

Julia Savanna, vice-présidente commerciale

Bonjour, je suis Julia Savanna, je suis vice-présidente commerciale et je vais répondre à cette bonne question au nom des zones commerciales et de raffinage ; ils seront en mesure de compléter ma réponse. Il est vrai que même si les marges de raffinage du deuxième trimestre ont bénéficié d'un environnement exceptionnellement favorable, compte tenu des produits diesel, de la baisse enregistrée en Afrique et en Europe en particulier, et si vous avez vu les prix que nous avons eus, l'écart entre les prix du diesel au deuxième trimestre était de 57 à 60.

Si vous l'avez vu il y a quelques jours, c'était à 87. Nous ne donnons pas de directives spécifiques à ce sujet, mais je peux dire qu'en termes de raffinement, nous avons atteint un objectif structurel. Ces avantages ont été structurels. Et les marges continueront d'être déterminées par des facteurs externes, bien entendu, tels que les écarts entre les carburants et les prix du pétrole brut, comme c'est le cas à la raffinerie, et les conditions générales du marché de l'énergie. Du point de vue de la création de valeur, il convient de souligner que cette performance record a répondu à plusieurs facteurs qui m'amènent à dire qu'il s'agissait d'un avantage structurel.

Vous avez entendu parler des débits de la raffinerie, 240 000 barils par jour, alors que Carthagène dépasse 210 000 barils par jour. Et ce n'est pas la dernière chose. Nous avons optimisé le régime alimentaire et sommes convaincus que nous travaillons à la fois à Barranca et à Carthagène dans le cadre d'une intégration opérationnelle et que nous obtenons de meilleurs rendements grâce à la discipline opérationnelle et à la décision d'opter pour des produits plus précieux. C'est ce qui s'est passé dans le processus. Même si les marges de marché étaient en cours de normalisation, nous continuons à renforcer les capacités structurelles du système de raffinage afin de maintenir cette capture de valeur, qui sera compétitive.

Si le marché continue de se comporter de cette façon, nous aurons ces fissures dans le secteur du raffinage.

Diego Galván, analyste chez Global X

Envisageons-nous de procéder à des ajustements en termes de gouvernance d'entreprise au sein du conseil d'administration d'Ecopetrol ? Au cours des quatre dernières années, des changements ont eu une incidence sur l'élection de certains membres du conseil d'administration. Des commentaires ? Envisagez-vous une assemblée à court terme ?

UNKNOWN, vice-président juridique et secrétaire général

Conformément à la législation applicable et à la Charte sociale d'Ecopetrol, l'Assemblée générale des actionnaires prendra les décisions concernant le conseil d'administration. Et c'est l'organe compétent pour élire et révoquer les membres du Conseil d'administration. À l'heure actuelle, compte tenu des démissions de deux membres, le Conseil d'administration peut continuer à délibérer et continuer à délibérer de manière valable avec les membres qui sont toujours présents. Ceci sans pour autant que l'Assemblée puisse être convoquée pour choisir tous les membres.

Le moment où cela se produira dépendra des circonstances spécifiques. Cependant, une fois que nous avons besoin d'une liste complète de candidats, cela nécessite la vérification des différentes exigences et des différentes conditions établies en interne. Et ce n'est qu'une fois que nous aurons effectué ces vérifications, deux semaines plus tard, qu'une Assemblée pourra être convoquée. Merci.

Natalia, opératrice

Quand comptez-vous consolider les résultats de Brava Energy dans les comptes du groupe Ecopetrol ? Si l'acquisition est couronnée de succès pour 51 % des parts, dans quelle mesure pensons-nous que cela apporterait en barils par jour de production ? Cela a été demandé par Harold Rubio.

Camilo Barco, directeur financier

Merci beaucoup à Harold pour cette question. Camilo Barco est de retour. Dans les délais dont nous disposons, et une fois cette opération réussie (l'offre publique d'achat et la vente aux enchères qui suivra), nous prévoyons de consolider les résultats obtenus au troisième trimestre 2026. Et dans le cadre de la production que nous aurons, nous prévoyons de recevoir une contribution d'environ 42 000 barils de production, ce qui correspond à la participation d'Ecopetrol qui est de 51 %.

Natalia, opératrice

Camilo Díaz demande :

INCONNU, Vice-président

Pourriez-vous nous dire quelle est la demande énergétique quotidienne en mégawatts du groupe et dans quelle mesure cette demande est couverte par l'autoproduction à partir d'énergies renouvelables ? Cela signifie sans achats chez MME et en bourse. Bonjour, Vice-Président. Merci pour cette question. Ecopetrol consomme 24 gigawattheures, ce qui correspond à 9 % de ce que le pays suppose, et 54 % de ce qu'Ecopetrol utilise quotidiennement provient de sources d'autogénération.

Sur ces 54 %, 49 proviennent de l'autoproduction conventionnelle et 5 % sont des sources renouvelables. Ce sont les chiffres dont nous disposons. Et vous savez que nous avons un portefeuille d'énergies renouvelables en pleine croissance et que l'énergie solaire représente 414 mégawatts. Merci pour cette question.

Natalia, opératrice

Une autre question. Avez-vous pensé à une stratégie de rotation du portefeuille ISA visant à réduire le niveau d'endettement total du monde des entreprises ? Si tel est le cas, pourriez-vous nous donner plus d'informations ?

Julian Lemos — Vice-président corporatif de la stratégie et des nouvelles entreprises

Merci, Camilo, pour ta question. Julián Lemos, Stratégie d'entreprise et nouvelles affaires. Je voudrais commencer par dire que les niveaux d'endettement du groupe sont sains. Et comme l'a déjà mentionné le vice-président financier Camilo, même après l'acquisition de Brava, nous continuerons à respecter les limites précédemment signalées au marché. Cependant, cet exercice de rotation de portefeuille est quelque chose que nous faisons en permanence dans l'entreprise et nous évaluons différentes alternatives à cette fin et nous informerons le marché quand elles seront exécutées ou sur le point de l'être.

Natalia, opératrice

Merci. Nous terminons cette session de questions-réponses. Nous donnons maintenant la parole au Président d'Ecopetrol pour ses remarques finales.

Juan Carlos Hurtado Parra, PDG par intérim

Merci beaucoup. Je tiens à vous remercier tous pour votre participation et pour l'intérêt que vous portez aux résultats du deuxième trimestre et aux prévisions que nous avons pour 2026 et au-delà. Merci à l'équipe pour votre participation et merci pour les résultats. Passe une bonne journée.

Natalia, opératrice

Merci. Merci à tous. Nous concluons ainsi notre appel de résultats pour le deuxième trimestre 2026. Merci de votre participation et l'appel se terminera maintenant. Merci.

Avertissement : Cette transcription est fournie à titre informatif uniquement. Bien que nous nous efforcions d'assurer l'exactitude, cette transcription automatique peut contenir des erreurs ou des omissions. Pour les déclarations officielles de la société et les informations financières, veuillez vous référer aux documents déposés par la société auprès de la SEC et aux communiqués de presse officiels. Les déclarations des entreprises participantes et des analystes reflètent leurs points de vue à la date de cet appel et sont susceptibles d'être modifiées sans préavis.