Colombia perdió la mitad de sus reservas de gas en 7 años: la factura que dejará Petro

Colombia está consumiendo su futuro energético más rápido de lo que lo repone, así lo confirmó el más reciente Informe de Reservas y Recursos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), publicado este 23 de junio.

El dato más revelador es el desplome de las reservas de gas natural entre 2018 y 2025, cuando las reservas probadas del país cayeron 54,6%.

En términos concretos, Colombia pasó de tener un colchón energético sólido a contar hoy con apenas 1.717 giga pies cúbicos (Gpc) de gas, la cifra más baja en décadas y un nivel que representa menos de la mitad de lo que el país tenía hace apenas siete años.

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El desplome en números: una caída que acumula siete años de deterioro

En 2025, las reservas probadas de gas natural, lo que en el lenguaje técnico se denomina categoría 1P, llegaron a 1.717 Gpc. Eso representa una reducción de 347 Gpc frente a 2024, equivalente a una caída del 16,8% en apenas un año.

Pero el panorama se vuelve más preocupante cuando se amplía el lente, frente al promedio de los últimos diez años, que fue de 3.259 Gpc, la caída es del 47,3%.

El año 2025 también fue negro en materia de incorporación de nuevas reservas. La ANH reportó que la incorporación total anual fue de -58 Gpc, una cifra negativa que contrasta con los 42 Gpc incorporados en 2024 y con el promedio histórico de la última década, que era de 146 Gpc al año.

En consecuencia, el índice de reposición de reservas se ubicó en -20%, lo que en términos simples significa que Colombia está sacando más gas del subsuelo del que logra certificar como nuevo. Ese indicador fue 32 puntos porcentuales inferior al registrado en 2024.

La producción también retrocedió, ya que en 2025 se comercializaron 290 Gpc de gas, 61 Gpc menos que en 2024, una reducción del 17,4%, y 95 Gpc por debajo del promedio de la última década, que era de 385 Gpc anuales.

La ANH destacó que la relación reservas/producción (R/P) de gas natural se mantuvo en 5,9 años, el mismo nivel del año anterior. A primera vista, ese dato podría interpretarse como estabilidad. Sin embargo, los expertos y el mismo informe advierten que esta lectura puede ser engañosa.

¿Por qué? Si la producción cae, las reservas disponibles “duran” más tiempo en el papel, no porque haya más gas certificado, sino porque se está consumiendo menos. Es el equivalente a decir que un paciente tiene más días de medicamento porque está tomando dosis más pequeñas, no porque le hayan recetado más.

La ANH lo confirma en su propio documento, de haberse mantenido la producción de 2024, que fue de 351 Gpc, la relación R/P en 2025 habría caído a 4,9 años, medio año menos que la cifra que hoy se presenta.

Para entender la profundidad del deterioro, basta comparar con el pasado, en 2007, cuando las reservas alcanzaron su pico histórico, la relación R/P era de 14,1 años. Hoy se está 8,2 años por debajo de ese nivel, y 2,2 años por debajo del promedio de la última década, que fue de 8,2 años.

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El mapa del gas colombiano: dónde está lo que queda

Más del 95% de las reservas de gas del país se concentran en apenas cinco cuencas. La Cordillera Oriental lidera con el 41,6% del total, seguida por el Valle Inferior del Magdalena con el 19,6%, la Guajira costa afuera con el 17%, los Llanos Orientales con el 9,1% y el Valle Medio del Magdalena con el 7,8%.

Varios de esos campos son maduros, lo que significa que han alcanzado un alto grado de agotamiento y su capacidad de producción disminuye de manera natural con el tiempo. Esa madurez es, precisamente, una de las principales razones por las que las reservas han caído de forma tan acelerada.

Hay, sin embargo, un dato que abre una ventana de esperanza, se trata de los recursos contingentes de gas, es decir, gas identificado pero que aún no está certificado como reserva por diversas razones, alcanzaron 10.540 Gpc en la categoría 3C.

De ese total, el 74,5%, equivalente a 7.855 Gpc, está ubicado en áreas costa afuera del Caribe colombiano.

El problema es que convertir esos recursos en reservas explotables no es automático, ya que el 55% de esos recursos contingentes enfrenta contingencias ambientales y sociales, el 29% tiene pendientes asuntos legales o contractuales, y el 9% presenta obstáculos técnicos. Es decir, Colombia sabe dónde hay gas, pero no lo puede producir todavía.

La ANH explicó que los nuevos hallazgos de gas subrayan la importancia de avanzar en exploración y de gestionar de manera efectiva las contingencias sociales, técnicas y ambientales para incorporar nuevos volúmenes, particularmente en el Caribe colombiano.

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La política Petro y el freno a la exploración

Basta con reconocer que el contexto político es inseparable de este análisis de reservas porque el presidente, Gustavo Petro, ha hecho de la transición energética una bandera de su gobierno, y dentro de esa política ha optado por no firmar nuevos contratos de exploración de hidrocarburos.

Más bien su apuesta ha sido avanzar hacia fuentes renovables y reducir la dependencia del petróleo y el gas.

Eso se nota en el informe de la ANH, con el que da cuenta que las nuevas incorporaciones de reservas de petróleo asociadas a descubrimientos alcanzaron apenas 4 millones de barriles en 2025, un nivel 95,3% inferior al promedio de 85 millones de barriles registrado entre 2012 y 2018.

En gas, si bien las incorporaciones por descubrimientos sumaron 60 Gpc en 2025, el mayor nivel desde 2021 y un 104% por encima del promedio de la última década, esas adiciones fueron completamente neutralizadas por las revisiones técnicas a la baja, que restaron 125 Gpc.

El resultado neto es un panorama negativo para Colombia, que incorporó menos gas del que consumió y del que desincorporó técnicamente.

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La industria lanza la voz de alerta

Los gremios del sector energético reaccionaron ante los datos de reservas de gas natural. Por ejemplo, Naturgas (la Asociación Colombiana de Gas Natural) señaló que la caída acumulada del 46% en las reservas probadas durante los últimos cinco años debe asumirse como un llamado urgente a la acción.

“Colombia tiene gas natural atrapado en tierra firme y costa afuera, y dispone del conocimiento técnico para desarrollarlos. Lo que necesitamos es acelerar la ejecución de los proyectos para que esos recursos se conviertan en energía disponible para los colombianos”, afirmó Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgas.

La dirigente también advirtió sobre la relevancia de este escenario ante la posible llegada de un fenómeno de El Niño. En períodos de sequía, el gas natural es el combustible que respalda la generación eléctrica cuando los embalses bajan su nivel. Sin reservas suficientes, esa red de seguridad se debilita.

Por su parte, Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol, planteó cuatro pilares para enfrentar la crisis. Primero, reactivar la exploración, luego incrementar el factor de recobro en los campos existentes, también acelerar el desarrollo de proyectos offshore, y por último, avanzar en el aprovechamiento responsable de yacimientos no convencionales.

Para lograrlo, señaló, se requieren procesos ambientales y de consulta previa más ágiles, mejores condiciones de seguridad para las operaciones, un entorno competitivo que atraiga inversión y una institucionalidad sólida.

Ante el déficit de producción nacional, Colombia ha tenido que recurrir en mayor medida a las importaciones de gas para atender la demanda interna.

En respuesta, la industria avanza en varios proyectos de regasificación, que permiten importar gas licuado y convertirlo para su distribución, ubicados en Cartagena, Buenaventura, Coveñas en Sucre, y Ballena en La Guajira. A esto se suma la infraestructura que ya opera en Cartagena a través de la Sociedad Portuaria el Cayao (SPEC).

Estas soluciones son necesarias en el corto plazo, pero la industria advierte que no pueden ser la única respuesta. Depender de las importaciones implica mayor exposición a los precios internacionales, a disrupciones en la cadena de suministro y a una pérdida progresiva de soberanía energética.

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