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En la tarde del martes, un mes después de lo habitual y sin la rueda de prensa acostumbrada, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) presentó el Informe de Recursos y Reservas de 2025. “Colombia mantiene estables sus reservas de petróleo y gas y fortalece su seguridad energética”, tituló la entidad el comunicado. Pero el análisis de expertos y gremios dista de la visión optimista del Gobierno de Gustavo Petro.
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El balance entre reservas y producción, que determina el horizonte de autosuficiencia del país, pasó de 7,2 años en 2024 a 7,4 años en 2025 en el caso del petróleo. En el caso del gas, la cifra se mantiene estable en 5,9 años. De entrada, parece un avance, una mejoría, pero hay que verlo con cuidado.
El horizonte de autosuficiencia, como explica Óscar Rincón, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet), muestra para cuánto tiempo alcanzarían las reservas que teníamos a finales de 2025 si se mantiene el ritmo de producción que se registró ese año.
La mejora en el horizonte de autosuficiencia de petróleo en 2025 y la estabilidad en el gas no obedecieron a mayores reservas, sino a la baja en la producción. Un ejemplo sencillo ayuda a entenderlo: imagine que tiene un litro de leche y consume medio litro al día. En ese caso, la leche le alcanzará para dos días. Pero si tiene el mismo litro y consume solo un cuarto de litro diario, entonces le durará cuatro días.
Con las reservas ocurre algo similar: una menor producción puede extender el horizonte de autosuficiencia incluso cuando las reservas no aumentan.
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El panorama del petróleo
Las reservas probadas de petróleo en 2025 se ubicaron en 2.020 millones de barriles, 0,7 % menos que en 2024. Entonces, en este caso, la aparente mejora en el horizonte de autosuficiencia no se debe a un aumento en reservas sino, como explicamos antes, a una reducción en la producción, que se ubicó en 272 millones de barriles (3,9 % menos que en 2024).
De acuerdo con cálculos de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), si se compara el resultado con el promedio de los últimos 10 años, la caída es de 10,5 %. La mala hora de la producción tiene que ver, entre otros factores, con un menor precio promedio del Brent, que pasó de USD 80,5 a USD 69,1.
En 2025 se incorporaron 257 millones de barriles de petróleo a las reservas probadas del país. Como explicó Rincón a El Espectador, la incorporación estuvo principalmente impulsada por revisiones técnicas y el recobro mejorado. La ANH aseguró que esta es una cifra que “refleja la capacidad de la industria para sostener la producción mediante una gestión eficiente de los campos”. Pero aquí, de nuevo, hay distintas interpretaciones.
El índice de reposición de reservas se ubicó en 94,5 %, es decir, el año pasado, por cada 100 barriles producidos, se repusieron cerca de 94. Esto significa que Colombia no logró reemplazar la totalidad del petróleo que extrajo durante el año. Además, los 257 millones de barriles incorporados representan una caída de 13,8 % frente a 2024 y de 7,1 % respecto al promedio de los últimos 10 años.
Para poner el dato de 7,4 años de autosuficiencia en perspectiva: si bien muestra un aumento frente a 2024, está 0,7 años por debajo del pico registrado en 2009 (8,1 años). Campetrol estimó que si se hubiera mantenido la producción observada en 2024, la relación entre reservas y producción en 2025 se habría ubicado en 7,1 años, por debajo del reporte del año anterior.
Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas, dijo a El Espectador que el informe confirma que el principal desafío, tanto en petróleo como en gas, sigue siendo incorporar nuevas reservas mediante la exploración: “Aunque la industria ha realizado un importante esfuerzo técnico para desarrollar y optimizar los campos existentes, ese trabajo, por sí solo, no permite revertir la tendencia de largo plazo”.
Los números rojos en el gas
El balance es todavía menos alentador en el gas. La relación reservas-producción se mantiene en 5,9 años, el mismo nivel de 2024. Datos recopilados por Campetrol muestran que el horizonte de autosuficiencia está 2,2 años por debajo del promedio de la última década y 8,2 años por debajo del pico registrado en el año 2007 (14,1 años).
Para este punto, puede que los gigapies cúbicos y porcentajes no le digan mucho, pero el actual balance de los hidrocarburos también toca su bolsillo. Como resaltó Pearl, la situación ya se refleja en la realidad del país: los datos de la ACP muestran que Colombia está importando cerca del 30 % del gas que consume y, como traer del exterior es más costoso que producir localmente, en algunas regiones los usuarios han enfrentado incrementos de hasta 35 % en la tarifa.
Las reservas probadas se ubicaron en 1.717 gigapies cúbicos, un 16,8 % menos que en 2024 y una alarmante caída de 47,3 % frente al promedio de los últimos 10 años. Este resultado, explica Rincón, de Acipet, se debe a la declinación de los “campos mayores” en Colombia, como Chuchupa-Ballena, Cusiana y Cupiagua. “Continúa el declive, a pesar de que hubo algunas incorporaciones de nuevos descubrimientos”, explicó.
La producción comercializada también está en números rojos: se ubicó en 290 gigapies cúbicos, 17,4 % menos que el año anterior y 24,6 % por debajo del promedio de la última década. Si la producción se hubiera mantenido al ritmo de 2024, el dato habría caído a 4,9 años.
En este caso, el balance de incorporación anual de reservas es negativo: -58 gigapies cúbicos. Es decir, Colombia no logró reemplazar el gas que produjo durante el año y las reservas retiradas de los inventarios superaron las nuevas incorporaciones, lo que llevó el índice de reposición a -20 %. Aunque durante 2025 hubo nuevos hallazgos y proyectos que añadieron reservas, estos no fueron suficientes para compensar el recorte de 125 gigapies cúbicos derivado de revisiones técnicas de los campos existentes, además de otros siete gigapies cúbicos asociados a factores económicos.
La buena noticia (quizá la única en el análisis del gas) está en los recursos contingentes, que son los que hoy no se consideran comerciales por ciertas razones, pero podrían convertirse en reservas. Según los datos presentados por la ANH, los recursos contingentes alcanzaron 10.540 gigapies cúbicos, una porción importante proviene de áreas costa afuera del Caribe colombiano (74,5 %). Se estima que Sirius, el proyecto costa afuera que desarrollan Petrobras y Ecopetrol, aumentará las reservas en 200 %.
Para Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgás, será clave acelerar las decisiones que permitan transformar los recursos contingentes en una oferta efectiva para los hogares, la industria, el transporte y la generación eléctrica.
Las solicitudes
Pearl sostiene que es “indispensable” reactivar la exploración, desarrollar los descubrimientos existentes y generar las condiciones para que puedan avanzar nuevos proyectos. Entre la decisión de invertir en exploración y la producción de un nuevo proyecto pueden pasar seis años, por eso la cabeza del gremio resalta que las medidas que no se tomen hoy se sentirán en los próximos años.
Para aumentar reservas, además de los proyectos costa afuera y el desarrollo de nuevos descubrimientos, el presidente de la ACP menciona que los yacimientos no convencionales (en los que se usa fracking) deben evaluarse con criterios técnicos y dentro del marco regulatorio correspondiente. Sin embargo, esta tecnología ha generado controversia por sus posibles impactos sobre los recursos hídricos, los ecosistemas y las comunidades. El debate sobre el fracking, que hasta ahora no se realiza en el país, está por reactivarse con la llegada de Abelardo de la Espriella a la presidencia el próximo 7 de agosto.
Murgas resalta que Colombia tiene gas natural “atrapado” en tierra firme y costa afuera, pero que es urgente acelerar la ejecución de los proyectos para que esos recursos se conviertan en energía disponible. “La seguridad energética no es un debate ideológico, es una condición indispensable para proteger el costo de vida de los colombianos, la competitividad, el empleo y la estabilidad económica del país”, dijo esta semana a El Espectador.
Para Julio César Vera, experto en energía y presidente de Xua Energy, el país necesita una estrategia integral. Entre las medidas prioritarias menciona reactivar la asignación de nuevas áreas de exploración, acelerar la entrada en producción de los descubrimientos costa afuera en el Caribe, impulsar proyectos de recobro mejorado y agilizar los procesos de licenciamiento socioambiental.
En esa misma línea, Rincón sostiene que para garantizar la seguridad energética en Colombia es necesario que los proyectos entren al sistema; en el caso del gas, tanto los de producción local como los de regasificación, que permitirán respaldar el sistema durante el fenómeno de El Niño.
El informe que presentó la ANH muestra una paradoja: los años de autosuficiencia mejoraron o se mantuvieron estables mientras las reservas disminuyeron. Para los expertos, esa no es una señal de fortaleza, sino una advertencia sobre la necesidad de incorporar nuevos recursos y acelerar proyectos estratégicos.
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