La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) informó que las reservas probadas de petróleo y gas en Colombia se mantienen estables, aunque la autosuficiencia aparente se debió a una menor producción y no a nuevos hallazgos, según datos de 2025.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) sostuvo que las reservas de petróleo y gas en Colombia se mantienen estables, pero la mayor autosuficiencia aparente respondió a una menor producción y no a nuevos hallazgos, según datos de 2025.
Al cierre del año, las reservas probadas de petróleo bajaron a 2.020 millones de barriles y las de gas a 1.717 gigapiés cúbicos. El gas registró su nivel de autosuficiencia más bajo desde 2009.
Los datos indican una caída real de las reservas, un retroceso en la reposición y un desplome de los descubrimientos. En 2025, Colombia registró una autosuficiencia de 7,4 años en petróleo y 5,9 años en gas debido a una menor extracción, no a una recuperación de reservas.
La vida útil de las reservas probadas de petróleo pasó de 7,2 años en 2024 a 7,4 años en 2025. Ese aumento coincidió con una producción de 272 millones de barriles, por debajo de los 283 millones del año anterior.
La Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) calculó que, si el país hubiera conservado el ritmo de extracción de 2024, la autosuficiencia petrolera de 2025 habría sido de 7,1 años. En gas, la autosuficiencia quedó en 5,9 años tras una caída de 17,4% en la producción, que cerró en 290 gigapiés cúbicos.
La menor comercialización en el mercado interno redujo el ritmo de consumo de las reservas remanentes. Esa desaceleración sostuvo de manera matemática el indicador oficial, aunque no corrigió el deterioro de fondo.
Si Colombia hubiera mantenido la producción de gas de 2024 (351 gigapiés cúbicos), las reservas habrían alcanzado para 4,9 años, lo que habría obligado al país a aumentar sus importaciones.
Petróleo
Las reservas probadas de petróleo cerraron 2025 en 2.020 millones de barriles, un descenso de 0,73% frente a los 2.035 millones de 2024. El año coincidió con una caída de 14,2% en el precio del Brent, que pasó de 80,5 dólares por barril a 69,1 dólares.
Las nuevas incorporaciones de crudo fueron de 257 millones de barriles, con una baja de 13,8%. El índice de reposición quedó en 94,5%, frente a 105,3% en 2024. Por cada 100 barriles extraídos, Colombia solo incorporó 94 a sus reservas.
Las reservas nuevas asociadas de forma estricta a descubrimientos sumaron cuatro millones de barriles, muy por debajo del promedio histórico de 85 millones registrado entre 2012 y 2018.
Gas natural
Las reservas probadas de gas cayeron 16,8% y cerraron en 1.717 gigapiés cúbicos, mientras la incorporación de nuevas reservas terminó en terreno negativo con 58 gigapiés cúbicos. En 2024, esa misma variable había mostrado una adición positiva de 42 gigapiés cúbicos.
El resultado respondió a revisiones técnicas de yacimientos existentes, que restaron 125 gigapiés cúbicos, y a variables económicas, que descontaron otros siete. El índice de reposición del gas cayó a -20,0%, frente a 12,0% en 2024.
Según las cifras de 2025, las reservas probadas de gas natural en Colombia se redujeron cerca de 70% en los últimos 13 años.
Recursos bloqueados
El país conserva recursos contingentes de gas y petróleo, pero su conversión en reservas comerciales sigue frenada. En gas, los recursos contingentes en categoría 3C sumaron 10.540 gigapiés cúbicos y 74,5% está en áreas costa afuera del Caribe colombiano. En petróleo, los recursos contingentes 3C cerraron 2025 en 2.404 millones de barriles, de los cuales 56% (1.358 millones de barriles) está bloqueado por contingencias ambientales y sociales.
Óscar Rincón, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet), afirmó que el reto inmediato pasa por crear mecanismos institucionales que permitan superar esos obstáculos.
Sergio Cabrales, experto en temas energéticos, declaró en entrevista con El Tiempo que parte del deterioro se atribuye a la reforma tributaria de 2022, la menor rentabilidad y la pérdida de inversión. Cabrales sostuvo: “Los extensos trámites ambientales, las consultas previas y los conflictos sociales han retrasado durante años la ejecución de los proyectos, incrementando sus costos y reduciendo su viabilidad económica”.
Entre 2010 y 2014 se perforaban entre 110 y 130 pozos exploratorios al año, pero en 2025 fueron 45, y desde 2021 no hay nuevas rondas para asignar bloques de exploración. Ecopetrol reúne 82% de la producción y 88% de las reservas, mientras varias multinacionales han reducido o cerrado operaciones y se han suspendido contratos.
Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol, propuso cuatro frentes: reactivar la exploración, aumentar el recobro, acelerar los proyectos costa afuera y avanzar en yacimientos no convencionales. Flover Rodríguez, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), afirmó: “El desafío que enfrenta el país es lograr que los descubrimientos avancen hacia etapas de desarrollo que generen empleo, regalías e ingresos fiscales”.
Los gremios coinciden en que el país necesita destrabar proyectos, acortar los tiempos ambientales y de consulta, y mejorar la coordinación institucional en los territorios, así como ampliar la exploración y abrir la puerta al desarrollo de yacimientos no convencionales.