El tamaño sí importa

El principal incentivo para el capital global destinado al negocio petrolero mundial es la materialidad y el potencial de nuevos descubrimientos y desarrollos. Así ocurre hoy con la reactivación del sector en Venezuela, el admirable crecimiento de Guyana y de Brasil en aguas profundas, o el desarrollo no convencional de Vaca Muerta en Argentina. Colombia, en cambio, lleva años rezagada.

Elaboración propia con apoyo de IA, con datos producción y reservas de la ANH y otras fuentes.

¿Por qué la crisis y el rezago?

Entre 2008 y 2021, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) realizó 17 rondas y nominaciones:
Se ofertaron 793 bloques, con 125 millones de hectáreas, pero solo se adjudicaron 304 bloques (el 38%), con 46 millones de hectáreas (el 37%). Únicamente la Ronda DCP Este de 2010 adjudicó el 100% de sus 8 áreas para Evaluación Técnica (TEA) en la Orinoquía.

Los compromisos mínimos de inversión exploratoria pactados entre 2008 y 2021 sumaron USD 11 mil millones.

La evolución histórica del mapa de tierras de la ANH entre 2004 y 2026 muestra una dinámica en contratos ligada a las bonanzas. En julio de 2008 el crudo alcanzó su mayor cotización, USD 147,5 por barril, equivalentes a USD 218 de hoy: casi el doble del precio actual del Brent (USD 113/bl) o del WTI (USD 104/bl).

Fuente: ANH

La caída de la cotización determinó el fracaso de las rondas de 2010 y 2014, además del poco interés por los bloques exploratorios, situación que se agudizó con la pandemia de COVID-19 en 2020:

-En 2010, la mayor ronda, con 229 bloques ofertados en 20 cuencas, tuvo el segundo resultado más bajo: se contrataron 68 bloques, el 30%.
-En 2014, de 95 bloques ofrecidos en 16 cuencas sedimentarias se adjudicaron 26, solo el 27%.
-Hasta ese año se adjudicaron bloques a seis operadoras de renombre (BP, Shell, BHP, Exxon, Anadarko y Repsol) y a una estatal, Petrobras; el resto era un grupo de operadores nacionales e internacionales poco conocidos. Después de 2014, pese a los esfuerzos de los procesos posteriores, ninguna operadora major resultó adjudicataria de un bloque ofrecido.

La ANH ofreció bloques en 17 cuencas continentales (onshore) y 6 marítimas (offshore) en todo el país, pero incluso en épocas de bonanza el apetito alcanzó solo para el 36% del área ofertada. El mayor interés se concentró en una cuenca madura y bien conocida, los Llanos, muy por encima de las cuencas de frontera o emergentes, con menor información, donde se hace exploración real en el sentido estricto del concepto.

La actividad exploratoria entre 2004 y 2026 en sísmica y perforación se alinea con el precio internacional: crece en épocas de bonanza por conflictos y cae durante la pandemia o por exceso de oferta, según las cifras de la ANH:

• Sísmica: se ejecutaron 305 millones de kilómetros equivalentes de sísmica 2D y 3D, el 63% de ellos costa afuera. La actividad en el continente cae desde 2015, y el auge costa afuera terminó en 2016, cuando el precio tocó fondo. Desde entonces, ninguna de las dos se ha recuperado, ni siquiera con la mini bonanza de 2022 por el conflicto en Ucrania.

• Perforación: se terminaron 1.410 pozos exploratorios, el 98% en tierra firme. Tras el pico de más de 110 pozos al año entre 2010 y 2014, no se ha podido superar el resultado de 2007 de 70 pozos exploratorios.

IFuente: Fernado Sarria en LinkedIn, 2026

Un análisis reciente del experto Fernando Sarria señala que, entre 2010 y 2026, solo el 3% de la producción nacional proviene de contratos de la ANH firmados después de 2011. En cambio, más del 50% corresponde a contratos firmados antes de 1989 bajo el viejo modelo 50/50, regulado por el Decreto 2310 de 1974, inaugurado con el contrato de asociación Guajira, con Texaco. De ese grupo hacen parte también los gigantes Caño Limón en Cravo Norte en Arauca y Cusiana-Cupiagua en Santiago de las Atalayas, Tauramena y Rio Chitamena en Casanare.

El mayor productor de petróleo hoy, con 95,5 mil barriles por día (kbpd), es el campo Rubiales, de los contratos de asociación Pirirí y de participación de riesgo Rubiales, de marzo de 1988, hace 38 años. Le siguen Castilla, con 92 kbpd, y Chichimene, con 55 kbpd, descubiertos por Chevron en la Concesión Cubarral entre 1969 y 1973, hace más de 50 años.

La mayor producción de gas corresponde a los campos Pauto Sur y Floreña, con 445 millones de pies cúbicos por día (MMPCD), en el contrato de asociación Piedemonte, firmado en junio de 1992 entre Ecopetrol y BP, hace 34 años.

Colombia tiene 284 campos con una producción fiscalizada de 732,7 kbpd de petróleo en agosto de 2026. El 58% lo aportan 10 campos, de los cuales solo tres provienen de rondas de la ANH: Akacías (CPO-09), Índico (CPO-05) y Jacana (LL-34). Además, 234 campos, el 82% del total, producen cada uno menos de 3 kbpd.

En gas, libre y asociado al petróleo, de un total de 226 campos, 10 de ellos (el 4%) aportan el 80% de los 1.104 MMPCD producidos en agosto de este año. Los siete principales pertenecen a Ecopetrol y Hocol; los otros tres, de otros operadores (Clarinete, Mágico y Estambul), producen 72,2 MMPCD, menos del 7% del total. El déficit estructural del mercado se acerca al 20% y podría superar el 30% por cuenta del fenómeno de El Niño que se avecina.

Se gasta más de lo que se incorpora

En Colombia, desde los descubrimientos gigantes de crudo y gas en el Piedemonte Casanareño en los años noventa, el consumo de hidrocarburos tiende a superar la reposición de las reservas consumidas con nuevas o “revaluadas” reservas probadas.

Petróleo. En el periodo 2007-2025, la bonanza de precios hasta 2014 favoreció un saldo positivo de 510 MMBLS entre lo incorporado (6.170 MMBLS) y lo consumido (5.660 MMBLS). Sin embargo, la reposición por nuevos descubrimientos fue inferior al 15% de lo consumido; la mayor parte de lo incorporado procede de revaluaciones económicas y por recobro mejorado en campos antiguos. Entre 2014 y 2025 la situación es otra: el saldo entre lo incorporado (3.247 MMBLS) y lo consumido (3.671 MMBLS) es negativo en 410 MMBLS, y la reposición por nuevos descubrimientos bajó al 9% (329 MMBLS).

Elaboración propia con información de ANH

Gas. La situación es negativa en ambos periodos. Entre 2007 y 2025 el déficit fue de 2,3 TPC, el 32% de lo consumido internamente y lo exportado a Venezuela entre 2008 y 2015 (7,2 TPC), mientras que los nuevos descubrimientos aportaron solo 0,8 TPC, el 11% de lo consumido. Entre 2014 y 2025 el déficit acumulado alcanzó 3,8 TPC, el 83% del total consumido (4,6 TPC), y los nuevos descubrimientos repusieron apenas 0,3 TPC, cerca del 7% de lo consumido.

¿Qué hacer?

Para un buen entendedor, las historia, cifras y tendencias revelan que la crisis que se avecina para el petróleo nacional, y la que ya vive el gas natural, se conocen desde hace muchos años. La clave para salir del atolladero está en reconocer y entender esas señales a tiempo. El éxito radica en no confundir los medios (contratos, incentivos, gastos e inversiones o anuncios) con el fin último y primordial: madurar y ejecutar proyectos con recursos y reservas enfocados en la generación de valor para las partes interesadas e involucradas, Stake y Share holders.

Es un proceso estrictamente técnico, financiero y competitivo en un negocio de riesgo, que demanda grandes recursos de capital en un reñido mercado global. Sigue pendiente una discusión seria y rigurosa de geo científicos, academia e ingenieros sobre el potencial y materialidad real de nuestro subsuelo para competir y atraer la inversión y servicios petroleros, requeridos por todos en el vecindario hoy.