Al referirse a los resultados del Informe de Recursos y Reservas 2024 de la ANH, la Asociación Colombiana del Petróleo, señaló que ratifican la coyuntura crítica en la que se encuentra el país en materia de reservas de petróleo y gas. Sin embargo, hay algunos aspectos destacables, como la estabilidad en las reservas probadas de petróleo y el aumento significativo de los recursos contingentes de gas, gracias al trabajo técnico entre los actores del sector y el liderazgo de la ANH.

Estos logros, aunque valiosos, siguen siendo insuficientes ante los desafíos. Es indispensable tomar decisiones oportunas que estimulen la exploración, fortalezcan la inversión y aseguren un horizonte energético confiable para todos los colombianos.

Petróleo

Las reservas probadas de petróleo para 2024 fueron de 2.035 millones de barriles (MBl), 0,74% superiores a las de 2023 (2.020 MBl), debido a que las reservas incorporadas lograron reponer el volumen producido durante el año y generar un pequeño excedente de 15 MBl (equivalente a 19 días de producción). Por lo tanto, el factor reservas/producción se mantiene prácticamente estable, pasando de 7,1 en 2023 a 7,2 para 2024.

Se destaca el aumento en la incorporación de reservas, debido a la producción de recobro mejorado y producción incremental, que para 2024 sumaron 60 MBl, más del triple de lo incorporado en 2023 (19 MBl). Si bien es cierto que estas medidas incrementan las reservas probadas, también aceleran el consumo de los recursos disponibles.

En la práctica, esto genera que nos ‘comamos’ más rápidamente la despensa y, por tanto, se reduzcan los volúmenes totales. Por eso preocupa que el total de reservas (probadas, probables y posibles) haya caído en un 3,9% al pasar de 3.218 MBl a 3.092 MBl. También los recursos contingentes disminuyeron en un 13%, al haberse reclasificado algunos de ellos como reservas.

Todo lo anterior refleja un esfuerzo técnico de la ANH y del Comité Interinstitucional con la industria para convertir recursos en reservas aprovechables. No obstante, evidencia la necesidad urgente de encontrar nuevas fuentes de suministro que permitan aumentar el volumen total de reservas disponibles en el mediano y largo plazo.

Gas

Las reservas totales de gas (probadas, probables y posibles) han venido cayendo forma constante desde 2012, con excepción del 2021, cuando el cierre de algunos campos y la baja en la demanda permitieron que incrementaran ligeramente. Las reservas probadas (las de mayor certidumbre para abastecer el país) registraron una caída del 13% frente a las del 2023 y de un 57% en comparación con 2014. La baja tasa de reposición es preocupante pues no estamos logrando reponer de forma contundente el gas que consumimos.

En 2024 se comercializaron 351 GPC (Giga pies cúbicos) pero solo se incorporaron 42 GPC, es decir que por cada 10 pies cúbicos producidos solo se adicionaron 1,2 nuevos. Además, las mayores adiciones siguen proviniendo de proyectos ligados a la producción de petróleo y condensados, como la producción incremental y el recobro mejorado, no de nuevos desarrollos de gas seco.

Vale la pena resaltar el incremento de los recursos contingentes en un 48% con respecto al 2023, alcanzando los 11 TPC (tera pies cúbicos), equivalentes a más de cinco veces las reservas probadas actuales. El 67% de estos recursos están ubicados costa afuera y son fruto de los más de 20 años de trabajo en las diferentes provincias gasíferas del caribe colombiano. Pero estos recursos aún no están disponibles, su desarrollo está condicionado a la superación de contingencias ambientales, sociales, técnicas y económicas.

Es momento de actuar

La evidencia es clara, en reservas de gas Colombia no está reponiendo todo lo que consume y en petróleo apenas alcanza a reponerlo, por lo que se está reduciendo el inventario total de recursos disponibles.

Esta tendencia pone en riesgo la seguridad energética del país y su capacidad para garantizar el abastecimiento confiable a hogares, empresas e industrias. Hacemos llamado urgente y propositivo al Gobierno nacional para que se estimule la exploración y se fortalezca la inversión, con condiciones contractuales competitivas, gestión de las contingencias que limitan el desarrollo de proyectos y señales claras de seguridad jurídica, estabilidad regulatoria y orden público en las regiones.

 Campetrol destacó el potencial de recursos contingentes Offshore para impulsar la soberanía energética del país

Desde la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (CAMPETROL), se reconoció el esfuerzo de todos los actores del sector que permitió cambiar las tendencias de los indicadores de reservas de petróleo y gas en 2024, así como la contribución del Comité Interinstitucional de Hidrocarburos liderado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Este compromiso se refleja en los resultados del Informe de Recursos y Reservas (IRR) del 2024, presentado por la ANH, el cual señala que, para el año en mención, la relación entre reservas probadas y producción (R/P) fue de 7,2 años de petróleo y de 5,9 años de gas. En petróleo esto significó un aumento de 0,1 años (1,1%) y en gas, una disminución de 0,2 años (-4,0%).

Petróleo

En 2024, las reservas probadas de petróleo (1P) llegaron a los 2.035 millones de barriles (Mbl), un aumento de 15 Mbl (0,7%) respecto a los 2.020 Mbl de 2023. Esto sucedió en un contexto en donde el barril de crudo, referencial Brent (EIA), disminuyó 2,4% entre 2023 y 2024, al pasar de un promedio anual de $82,5 USD/Bl a $80,5 USD/Bl.

En 2024, la producción anual total de petróleo en Colombia fue de 283 Mbl, lo que representa una disminución de 1 Mbl (-0,4%) respecto al volumen registrado en 2023 (284 Mbl). Al contrastar este resultado con el promedio del total de la producción anual de los últimos diez años (2014–2023), que fue de 312 Mbl, se observa una disminución de 29 Mbl (-9,2%).

La incorporación total anual de petróleo en 2024 fue de 298 Mbl, lo que representa un aumento de 69 Mbl (30,1%) frente a 2023 (229 Mbl), y una caída de 29 Mbl (-10,7%) en comparación con el promedio de los últimos diez años (327 Mbl). Del total incorporado, el 6,7% (20 Mbl) correspondió a reclasificaciones, el 20,1% (60 Mbl) a Proyectos de Producción Incremental (PPI) y Recobro Mejorado (EOR), y el 74,5% (222 Mbl) a revisiones técnicas. Como resultado de estas incorporaciones, la tendencia descendente del indicador R/P se revirtió respecto a los dos años anteriores.

Es importante analizar las nuevas incorporaciones de petróleo asociadas a descubrimientos que alcanzaron un volumen de 3 Mbl, lo cual, está por debajo de los niveles observados en 2012 y 2013, cuando se incorporaron 152 Mbl y 168 Mbl, respectivamente. Además, es 98 Mbl inferior al mejor dato de la última década (100 Mbl), lo que representa una reducción del 97,0%.

Gas

En 2024, las reservas probadas de gas natural (1P) alcanzaron los 2.064 giga pies cúbicos (Gpc), lo que representó una disminución de 309 Gpc (-13,0%) frente a 2023 (2.373 Gpc) y de 753 Gpc (-26,7%) en comparación con 2022.

Por su parte, la producción anual de gas comercializado se ubicó en 351 Gpc, registrando una reducción de 35 Gpc (-9,1%) respecto al año anterior (386 Gpc), de 41 Gpc (-10,5%) frente a 2022 (392 Gpc), y de 41 Gpc (-10,5%) en relación con el promedio de la última década (392 Gpc).

En cuanto a la incorporación total anual de gas, en 2024 se reportaron 42 Gpc, lo que representa un aumento de 100 Gpc respecto al valor negativo de 2023 (-58 Gpc). No obstante, esta cifra refleja una disminución de 3 Gpc (-6,7%) frente a 2022 (45 Gpc), y una caída de 67 Gpc (-61,5%) al compararla con el promedio de los últimos diez años (109 Gpc).

Sobre las nuevas incorporaciones de gas natural (descubrimientos), en 2024 sumaron 37 Gpc, lo que representa un incremento de 7 Gpc (23,3%) frente a 2023 (30 Gpc), de 1 Gpc (2,8%) respecto a 2022 (36 Gpc), y de 11 Gpc (44,0%) en comparación con el promedio de la última década (26 Gpc). Cabe señalar que, dentro del gas incorporado por Proyectos de Producción Incremental (PPI) y Recobro Mejorado (EOR), se atribuyen 104 Gpc, y por descubrimientos, 37 Gpc.

Finalmente, en lo que respecta a los recursos contingentes de gas natural (3C), el informe reporta un volumen total de 11.096 Gpc, lo que equivale a un aumento de 3.590 Gpc (47,8%) frente a 2023 (7.506 Gpc) y de 5.289 Gpc (91,1%) respecto a 2022 (5.807 Gpc). De este total, el 67,1% (7.448 Gpc) corresponde a volúmenes asociados a proyectos Offshore, mientras que el 32,9% (3.648 Gpc) proviene de desarrollos en áreas terrestres. Por tipo de contingencia, el 42,3% (4.688 Gpc) está asociado a restricciones ambientales y/o sociales.

“La viabilización de proyectos Offshore resulta fundamental para aprovechar el potencial de estos recursos contingentes, dada la proporción que representan dentro del total identificado. En este sentido, el otorgamiento oportuno de licencias ambientales y sociales es clave para avanzar en la ejecución de estos desarrollos, garantizando la compatibilidad con los requerimientos normativos y el respeto por las comunidades y el entorno”. afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol.

Los indicadores recientes de la industria plantean la necesidad de evaluar mecanismos que contribuyan a aumentar la inversión en actividades de exploración y producción. Según el más reciente Informe CAMPETROL: Taladros y Producción. En 2024 se reportaron 29 taladros de perforación activos, 13 equipos menos que en 2023 (-31,0%). En el mismo año, la producción de crudo fue de 772,7 mil barriles por día (KBPD), lo que representó una disminución de 4,5 KBPD (-0,6%) en comparación con 2023. Finalmente, durante 2024, se perforaron 34 pozos exploratorios, 17 menos que en 2023 (-33,3%).