Hay alerta por lo que se debe hacer en Colombia para resolver los problemas de escasez de gas

Las reservas de petróleo de Colombia se mantuvieron cerca de 2.020 millones de barriles durante tres años, pero dos gremios del sector advierten que el principal problema ya no pasa solo por encontrar nuevos yacimientos. Analizaron el Informe de Reservas 2025 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y apuntaron que hay un cuello de botella: llevar a producción los recursos ya descubiertos, mientras el gas registra una caída más profunda.

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet) y la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (Acggp) sostienen, a partir del informe 2025 de la ANH, que Colombia conserva potencial en crudo y gas, pero enfrenta trabas ambientales, sociales, legales, contractuales, técnicas y económicas que impiden convertir recursos contingentes en reservas y suministro. Alertaron por el deterioro del gas: las reservas probadas equivalen a 5,9 años de producción y las importaciones cubren cerca del 20% de la demanda nacional.

Frente a esto, el director ejecutivo de Acipet, Óscar Rincón, explicó la situación en dos frentes. Por un lado, dijo que en crudo “los tres últimos años se ha mantenido el volumen de reservas del país cercano a los 2.020 millones de barriles”; por otro, advirtió que en gas “las reservas caen” y que ese comportamiento refleja el reto de autosuficiencia.

“Represamiento” de recursos descubiertos

Por su parte, la Acggp lamentó el “represamiento” de recursos ya descubiertos. “Los geólogos y geofísicos hemos cumplido nuestra tarea: conocer el subsuelo, reducir la incertidumbre y descubrir recursos. El desafío que enfrenta el país es lograr que esos descubrimientos avancen hacia etapas de desarrollo que generen empleo, regalías, ingresos fiscales y seguridad energética”, afirmó el director ejecutivo del gremio, Flover Rodríguez Portillo.

Qué muestran las cifras del petróleo

En petróleo, el balance que expuso Rincón combina estabilidad y retroceso. Según su análisis del IRR 2025, las reservas cayeron 0,7%, equivalentes a 15 millones de barriles, en un año marcado por una baja del 14% en el precio del crudo. El descenso en la cotización tuvo un efecto directo sobre la contabilización de reservas. Señaló que esa caída de precios implicó la pérdida de 28 millones de barriles, aunque durante el año se incorporaron 257 millones de barriles.

Sostuvo que el resultado “refleja la capacidad técnica del país y la capacidad de la industria para reponer reservas en materia de crudo”. Aun así, precisó que ese volumen incorporado no alcanzó para cubrir toda la producción anual y dejó el índice de reposición en 94%, o 0,94.

Destacó el papel de Ecopetrol en ese resultado. Según afirmó, la compañía incorporó volúmenes significativos de crudo el año pasado.

Para la Acggp, teniendo en cuenta que las reservas probadas de petróleo equivalen a 7,2 años de producción, es necesario mirar ese dato junto con el volumen de recursos que sigue sin avanzar a etapas de desarrollo.

Presión crece sobre el abastecimiento de gas

La mayor alerta de ambos gremios está en el gas. Rincón afirmó que las reservas y la producción cayeron alrededor de 17% en 2025, una contracción que se concentra hoy en el principal frente de atención de la seguridad energética del país.

“En el tema de gas, las reservas caen. Caen más que lo que venían cayendo particularmente y caen en la misma proporción de la producción, 17% aproximadamente; tanto reservas como producción caen el año pasado, lo cual refleja el reto que tiene el país en términos de autosuficiencia de gas”, dijo el directivo.

La Acggp ubicó esa caída dentro de un cuadro más amplio. Recordó que las reservas probadas equivalen a 5,9 años de producción, mientras las importaciones ya representan cerca del 20% de la demanda nacional. Añadió que el gas natural es insumo para la generación eléctrica, la industria, el transporte, el comercio y millones de hogares. Con base en eso, sostuvo que la discusión no puede limitarse a cuánto gas queda en reservas probadas, sino a qué impide que el gas ya descubierto llegue al sistema.

“Estos volúmenes demuestran que el debate nacional no debe concentrarse únicamente en cuánto gas queda en reservas, sino también en cómo acelerar la transformación de los recursos descubiertos en suministro efectivo para los colombianos”, señaló Flover Rodríguez Portillo.

Recursos descubiertos que siguen represados

Óscar Rincón puso el foco en los recursos contingentes, es decir, volúmenes descubiertos o identificados cuyo desarrollo depende de resolver condiciones técnicas, comerciales, regulatorias, ambientales o sociales. En crudo, dijo, ese volumen equivale a 1,3 veces las reservas actuales.

Para él, el dato indica que existe una base desde la cual el país podría sostener producción y reservas en los próximos años. “En materia de crudo, por ejemplo, tenemos 1,3 veces en recursos contingentes las reservas”, afirmó el dirigente. Ante esto, destacó el peso de las contingencias ambientales y sociales. “Quiero resaltar un dato: cerca del 60% de estos recursos contingentes están asociados a temas ambientales y sociales”, señaló.

Rincón agregó que esos recursos de crudo están en tierra y que, por esa razón, la incorporación podría avanzar con mayor rapidez si se resuelven permisos y relaciones con comunidades. Para Acipet, el problema no está solo en la falta de hallazgos, sino en la ejecución de proyectos y en la coordinación institucional para habilitarlos.

La Acggp cuantificó esa presión en petróleo con otro corte. Según el gremio, las contingencias ambientales y sociales representan 1.358 millones de barriles, equivalentes al 56% de los recursos contingentes identificados.

En gas, las magnitudes son mayores. Rincón afirmó que Colombia tiene “seis veces en recursos contingentes el valor de las reservas”, mientras la Acggp reportó 5.818 giga pies cúbicos asociados a contingencias ambientales y sociales y cerca de 4.000 giga pies cúbicos adicionales afectados por restricciones económicas, técnicas, legales y contractuales.

La asociación sostuvo que, en conjunto, el país tiene cerca de 10 billones de pies cúbicos (TCF) de gas descubierto que no ha avanzado de manera plena a desarrollo y producción. Para el gremio, ese volumen debe ocupar un lugar central en la discusión sobre abastecimiento, precios y dependencia externa.

Agenda para destrabar proyectos y sostener la exploración

Acipet ubicó uno de los principales cuellos de botella en el desarrollo de gas costa afuera, en particular en Sirius. Según Rincón, cerca de 6 giga pies cúbicos siguen clasificados como recursos contingentes por la licencia ambiental y las consultas previas requeridas para ese proyecto.

“Por lo tanto, este es un reto como país: sacar este proyecto lo más pronto posible adelante en pro de la seguridad y la autosuficiencia energética”, afirmó. El gremio también mencionó cerca de 1.000 giga pies cúbicos en tierra que no han migrado a reservas por razones legales y contractuales.

La Acggp amplió esa agenda a una coordinación entre el Gobierno nacional, autoridades territoriales, comunidades, entidades ambientales, agencias técnicas y sector productivo. El planteamiento busca remover barreras de licencias, articulación con los territorios, estabilidad regulatoria, condiciones contractuales y viabilidad económica.

Ante esto, el gremio pidió abandonar la idea de que el país deba escoger entre explorar o desarrollar. “Colombia debe superar la falsa dicotomía entre explorar o desarrollar. El país necesita ambas cosas. Necesita acelerar la conversión de descubrimientos existentes en proyectos productivos y, simultáneamente, mantener una actividad exploratoria que permita construir las reservas y la seguridad energética de las próximas décadas”, sostuvo.

Ese planteamiento también se apoya en una cifra que la asociación consideró reveladora. Entre 2018 y 2025, apenas el 2,6% de las reservas incorporadas provino de nuevos descubrimientos. Rincón añadió a esa agenda otros frentes. Mencionó la necesidad de:

• Sostener la exploración.
• Agilizar proyectos ya en marcha.
• Impulsar incrementos de factor de recobro a partir de planes de producción.
• Resolver el componente social.
• Abrir la discusión sobre yacimientos no convencionales.