El tesoro gasífero de Colombia está en el mar Caribe: cuadruplicaría las reservas y reduciría importaciones

Colombia mira al mar Caribe en busca de su próximo gran salvavidas energético. Aunque la exploración offshore o costa afuera comenzó hace más de cinco décadas, en los últimos 20 años el interés por estas aguas profundas se ha acelerado, impulsado por la urgencia de garantizar un suministro de gas natural cada vez más amenazado por la reducción de reservas.

Hoy, las reservas probadas de gas natural se ubican en 2.064 gigapiés cúbicos (Gpc), lo que equivale a una relación reservas–producción (R/P) de apenas 5,9 años. Este escenario de declinación ha llevado a que el gas costa afuera se consolide como un eje estratégico para la seguridad energética.

Según el Informe de Recursos y Reservas (IRR) 2024 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), los recursos contingentes 3C —es decir, los volúmenes descubiertos con mayor potencial recuperable— en el Caribe colombiano alcanzan los 7.448 Gpc, equivalentes al 67% del total nacional (11.096 Gpc). Se trata del mayor potencial gasífero identificado en décadas y del principal candidato para revertir la caída de producción.

De Chuchupa a Sirius: la evolución del gas offshore en Colombia

La historia productiva del offshore colombiano ha estado marcada por la Cuenca Guajira, impulsada por los campos Chuchupa y Ballena, responsables de sostener la oferta nacional durante años.

En 2013, estos dos yacimientos llegaron a aportar cerca del 20% de la producción nacional, con Chuchupa generando 515 millones de pies cúbicos por día (MPCD) (18%) y Ballena 63 MPCD (2%).

Con el paso de los años, la madurez de los yacimientos ha reducido su participación, pero su papel sigue siendo significativo. Según la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), en 2024 la Cuenca Guajira offshore produjo 92 MPCD, lo que aún representa un 6% de la producción nacional.

En ese contexto, en la actualidad, Colombia cuenta con 12 contratos activos de exploración y producción en el mar Caribe. De estos, ocho están en fase de exploración, uno combina exploración con evaluación, y tres se encuentran exclusivamente en etapa de evaluación. La perforación ha mostrado resultados alentadores: desde 2016 se han perforado 12 pozos con una tasa de éxito del 58%, lo que evidencia el potencial de esta frontera exploratoria.

El volumen total de gas estimado en el offshore del Caribe colombiano asciende a 75 TPC (terapiés cúbicos), consolidando a la región como la principal apuesta para fortalecer la seguridad energética del país.

Entre 2014 y 2025, la actividad exploratoria ha dejado hallazgos clave como Orca 1 (2014), Purple Angel-1 (2017), Gorgon-1 (2017), Sirius-1 (2022), Orca Norte-1 (2023), Glaucus-1 (2023) y Sirius-2 (2024), además del pozo Papayuela-1, actualmente en perforación.

Estos descubrimientos refuerzan la idea de que el Caribe colombiano continúa siendo la frontera estratégica para garantizar el suministro de gas natural en el mediano y largo plazo.

Para Campetrol, el mensaje es claro: el Caribe colombiano representa la frontera estratégica para la soberanía energética: “El potencial de gas natural allí representa una oportunidad para reducir la dependencia de importaciones, asegurar el abastecimiento interno y fortalecer la balanza energética del país”.

 Sirius aumentaría 200% las reservas de gas

El mayor descubrimiento de gas en aguas profundas del país es el proyecto Sirius, ubicado a 77 kilómetros de Santa Marta y operado por Petrobras y Ecopetrol.

El yacimiento alberga volúmenes de gas in place —es decir, el total estimado en el subsuelo— superiores a 6 terapiés cúbicos, suficientes para aumentar en un 200% las reservas actuales de Colombia. Por su magnitud, este hallazgo se proyecta como uno de los pilares para frenar la caída de la producción de gas en los próximos años.

Para avanzar hacia esa meta, las dos empresas prevén invertir US$1.200 millones en la fase de exploración y otros US$2.900 millones en el desarrollo de la producción.

Si se obtienen las licencias ambientales y se confirma la viabilidad comercial del descubrimiento —evaluación prevista hasta 2027— la producción podría comenzar tres años después. El plan contempla perforar cuatro pozos bajo un diseño “subsea to shore”, es decir que llevarán el gas directamente desde el fondo del mar hasta la costa, con una producción estimada de unos 470 millones de pies cúbicos al día durante 10 años.

Petrobras: el futuro de Sirius se definirá en 2027

Según el presidente de Petrobras, Alcindo Moritz, la decisión final de inversión para desarrollar o no el proyecto se tomará en el último trimestre de 2027.

Para asegurar la colocación del gas futuro, las dos compañías ya lanzaron una oferta de venta anticipada de 249 GBTUD, con entregas programadas entre 2030 y 2035.

Sin embargo, ese avance técnico y financiero contrasta con los retos sociales y regulatorios que aún siguen en el camino. “En promedio, la industria tarda entre 14 y 15 años en desarrollar proyectos de este tipo, en aguas profundas y con las características de este campo. Desde Ecopetrol y Petrobras hemos hecho todos los esfuerzos para que todo el proceso, desde el hallazgo hasta la colocación de la molécula, no tome más de ocho años”, explicó Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol.

También reconoció que, para poder aprovechar plenamente los recursos de Sirius, es necesario superar 116 consultas previas, requeridas únicamente para la construcción del ducto que conectará el campo con la costa y, posteriormente, con el proyecto Ballena, encargado de llevar el gas hacia el interior del país.

De hecho, el mismo presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Velandia, lo resumió así: “El reto es que Sirius entre en el menor tiempo posible. Estamos adelantando todas las acciones de cooperación con Ecopetrol y Petrobras para sacar adelante las 116 consultas previas, respetando el debido proceso, las expectativas de las comunidades y el marco jurídico. Lo clave es ganar tiempo. Se requieren 10 grupos de trabajo para llevar a cabo el proceso”.

Los cuellos de botella

Y es que el desarrollo del offshore en Colombia no depende únicamente del potencial geológico, sino de una gestión integral que articule fortaleza institucional, confianza comunitaria, capacidad técnica y formación de talento local.

Más de 100 comunidades étnicas en el área de influencia

Según cálculos del Departamento de Asuntos para Comunidades Negras y Pueblos Indígenas (Dancp), solo en la zona de influencia de estos proyectos están presentes 116 comunidades étnicas: 114 Wayuú, una afrodescendiente en Riohacha y otra en Taganga. Esto obliga a realizar amplios procesos de diálogo y concertación antes de avanzar en cualquier actividad.

De acuerdo con Campetrol, a esto se suma la necesidad de una coordinación interinstitucional más sólida. La viabilidad técnica, social y ambiental de los proyectos depende de que entidades como el Ministerio de Minas y Energía, la Anla, el Dancp, la Dimar y la Creg trabajen de manera articulada para agilizar trámites y brindar seguridad jurídica al desarrollo offshore.

Exigencias técnicas de operar en aguas profundas

En el plano técnico, las operaciones en aguas profundas demandan altos estándares de seguridad, integridad de pozos y control de corrosión. En este aspecto, la experiencia de compañías como Petrobras puede transferirse al país para fortalecer sus capacidades.

Asimismo, el crecimiento del offshore exige formar talento colombiano en tecnologías especializadas para perforación, completamiento, logística y producción en ambientes costa afuera, además de promover una mayor transferencia tecnológica.

Formación de talento local para la industria costa afuera

Para Nelson Castañeda, presidente del Campetrol, otro de los retos inmediatos es trasladar el gas del subsuelo a la superficie.

“Sin transporte, el potencial offshore se queda en el mar. Por eso es clave priorizar obras como la reconversión del Oleoducto VIM–Interior, que podría aportar hasta 400 MPCD en 2030, y la línea submarina que conectaría el proyecto Sirius con el Sistema Nacional de Transporte. Además, soluciones de corto plazo como el proyecto Ballena, de TGI —que ofrece 300 MPCD desde el primer año sin necesidad de construir nuevos ductos— también deben evaluarse para fortalecer la seguridad energética”, comentó.

¿El gas offshore sería más caro?

A estos desafíos se suma la discusión sobre los costos. Aunque el gas de proyectos como Sirius promete ser hasta 40% más barato que el que importado, expertos advierten que producir gas en aguas profundas sigue siendo sustancialmente más costoso que hacerlo en tierra firme.

Según Alejandro Castañeda, presidente de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg): “El problema es que las fuentes de producción offshore son más costosas; depender únicamente de ellas podría aumentar las tarifas de gas entre un 20% y un 25%”.

La diferencia radica en la complejidad técnica. Mientras extraer gas en tierra es una operación relativamente accesible, perforar en alta mar —en columnas de agua que pueden superar los 3.000 metros de profundidad— eleva significativamente los costos y los riesgos operativos.

Por esta razón, Castañeda insistió en que el país no puede descartar las fuentes convencionales de gas ni frenar la exploración terrestre. Incluso plantea evaluar todas las alternativas disponibles, “incluyendo técnicas como el fracking”, para garantizar un suministro estable y competitivo mientras los proyectos costa afuera se desarrollan.

Con este panorama, el gran desafío ahora es acelerar la transición entre potencial y producción. Colombia tiene recursos significativos identificados en el Caribe, pero su aprovechamiento dependerá de infraestructura, decisiones de inversión y condiciones regulatorias que permitan convertir el offshore en la próxima gran fuente energética del país.