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Las reservas probadas, particularmente en gas, han venido disminuyendo.
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Mientras que los precios fueron al alza; las compañías del sector recalcaron la necesidad de fortalecer el transporte de gas e incentivar la exploración de hidrocarburos
Los campos de producción de gas de Cupiagua, Chuchupa, Floreña, Arrecife, Gibraltar, Cusiana y Bullerengue tienen una tendencia a la baja en su potencial de producción. Las cifras revelaron que, si se mide su potencial hasta 2034, este iría en descenso.
De 11 campos con mayor potencial de producción para 2025, seis de ellos bajarían su potencial a una cifra inferior a 50% en 2030, y cuatro reportarían una cifra inferior a 30%, lo que revela que los campos en donde tradicionalmente se extrae gas están en declive.
Los datos mostraron que 59,8% del potencial de producción para 2025 y 2026 se concentra en campos al interior del país, mientras que 40,2% se ubica en el Caribe. Sin embargo, la producción de los campos al interior está disminuyendo y disminuiría a 54,2% de participación en 2034, mientras que la representatividad de los campos de la costa Caribe aumentaría a 45,8%, lo que indica que la producción de gas se focalizará en esa región.
Para 2025, seis departamentos concentran 94,4% de la producción, y 5,6% restante se distribuye en otros 12 departamentos. Los principales son Casanare (50%), Córdoba (18,7%), La Guajira (10,1%), Sucre (7%), Boyacá (5,4%) y Santander (2,5%).
Con base en cifras de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, pero reveladas por la transportadora de gas, Promigas, para ese año se descubrieron siete pozos, todos de petróleo, operados por GeoPark, Parex y Suelopetrol.
Los contratos en las áreas costa afuera, es decir, en el mar, son operados por Anadarko, Ecopetrol, Petrobras, entre otros, al cierre de 2024.
Aun con estos descubrimientos, la tendencia muestra que las reservas probadas, particularmente en gas natural, han venido disminuyendo. En 2021 estas se ubicaron en 3.164 gigapies cúbicos; en 2022 (2.817); en 2023 (2.373); y en 2024 llegaron a 2.064 gigapies cúbicos, según datos de la ANH.
Desde que se empezó a importar gas natural licuado en diciembre de 2024, a través de la Sociedad Portuaria del Cayao, más conocida como Spec, filial de Promigas, los proyectos para importar este energético están tomando fuerza.
El primero de ellos es la importación de gas a través del Pacífico, que incluye una planta de regasificación en Buenaventura con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos por día, almacenando 170.000 metros cúbicos de gas natural licuado. Este se transportaría a través del gasoducto entre Buenaventura y Yumbo, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios.
La Unidad de Planeación Minero-Energética, Upme, también señaló que se contempla una planta de regasificación en La Guajira con una capacidad de 250 millones de pies cúbicos, que podría almacenar 120.000 metros cúbicos de gas natural licuado.
Ecopetrol también expresó que habría otro punto de regasificación en la terminal marítima de Coveñas, Sucre. Esto lo mencionó tras la decisión del Grupo Energía Bogotá, GEB, de apostar por una planta regasificadora en Ballenas; este proyecto se desarrollaría a través de su filial, la Transportadora de Gas Internacional, TGI.
Pero la estatal energética, con su filial Cenit, señaló que obtuvo la autorización de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, Anla, para desarrollar actividades de recibo de gas natural licuado desde Coveñas.
Cabe mencionar que el gas natural licuado llega a los puntos de regasificación con la finalidad de convertir el energético de estado líquido a gaseoso, y de esa manera, transportarlo por la red de gasoductos para abastecer la demanda de los hogares y del sector industrial.
Promigas señaló que la confiabilidad del sector, es decir, la garantía de que se pueda prestar este servicio, no solo depende de la disponibilidad de gas, sino también de que haya un sistema capaz de transportarlo. Esto lo afirmó porque el mercado está teniendo cambios: se está pasando de la producción nacional a la importación. De esta manera, debe construirse una infraestructura que responda a las nuevas dinámicas.
La misma empresa recalcó que, con base en datos de la Superintendencia de Servicios entre abril de 2024 y 2025, el costo de comprar gas para las prestadoras del servicio tuvo un aumento de 70,4% en Bogotá, 39,7% en Medellín y 29,7% en Barranquilla. El metro cúbico consumido en esas ciudades aumentó en Bogotá (30,4%); en Medellín (14%); y en Barranquilla (16,8%).
En estas tres ciudades se concentra 45% de los usuarios de gas, y también se evidencia que hubo un alza en las tarifas que supera de manera significativa el aumento general de los precios en la economía. Lo anterior se debe a la necesidad de importar gas bajo la regulación vigente y a la estrechez del mercado interno, que finalmente impulsa los precios del gas local.
Para Promigas, es indispensable reactivar la actividad de exploración, es decir, aquella que permite el hallazgo de nuevos campos para explotar hidrocarburos. También es necesario superar desafíos de orden técnico, social y ambiental que impiden que los nuevos hallazgos se conviertan en reservas efectivas para la explotación de los energéticos.
Una política energética de largo aliento, decisiones oportunas y coordinación público-privada, tanto desde el gobierno central como desde las regiones, son los elementos que garantizarían estabilidad al sector, en el cual se prestan servicios a más de 35 millones de personas en el país.
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