–Según un informe de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía, que agrupa a más de 190 compañías de capital nacional y extranjero, el país cerró el 2024 con una significativa disminución en producción de petróleo y gas, así como de reservas.

La producción fiscalizada de crudo concluyó con un promedio de 772,7 mil barriles por día (KBPD), lo que representa una disminución del 0,6% (4,5 KBPD menos) en comparación con el promedio alcanzado en 2023, que fue de 777,2 KBPD.

La producción fiscalizada de gas cerró con un promedio de 1.428 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo que representa una disminución del 7,6% (117,6 MPCD menos) en comparación con el promedio alcanzado en 2023, que fue de 1.546 MPCD.

La búsqueda de estos recursos naturales, que se mide por taladros activos, también cayó. En enero de 2025 se registraron 101 taladros activos en todo el territorio nacional, un 8,2% menos frente a enero de 2024 (nueve equipos menos) y un 1,0% menos frente a diciembre de 2024 (un equipo menos).

No obstante, señala que en los próximos tres meses se proyecta un aumento en el número total de taladros activos. Tras 106 equipos registrados en febrero, se prevén 109 en marzo y 108 en abril.

También las exportaciones disminuyeron. Sumaron un total de $15.024 millones de dólares FOB (dato preliminar) en petróleo y sus derivados, lo cual es un 5,1% inferior al valor registrado durante el mismo periodo de 2023.

La economía colombiana creció un 1,7% respecto a 2023 (preliminar). Sin embargo, en el sector O&G (extracción más refinación), la extracción de crudo y gas natural experimentó una disminución del 0,7%, mientras que la refinación , decreció un 3,5%. En conjunto, el PIB del sector O&G registró una caída del 1,6% en 2024 respecto al año anterior.

Sobre la búsqueda de reservas, el informe establece que en enero de 2025, se registraron un total de 101 taladros activos en todo el territorio nacional, de los cuales 23 estaban destinados a operaciones de perforación y 78 a operaciones de reacondicionamiento. Esta cifra representa una disminución del 8,2% en comparación con el mismo mes del año anterior, lo que equivale a nueve equipos menos. Comparado con diciembre de 2024, la reducción fue del 1,0%, correspondiente a un equipo menos.

Entre noviembre de 2022 (pico post-pandemia) y enero de 2025, la actividad de taladros experimentó una contracción del 35%, lo que implica que 54 taladros, tanto de perforación como de reacondicionamiento, dejaron de operar. Esto se asocia con una estimación de 29.575 empleos perdidos, considerando tanto empleos directos como indirectos.

En enero de 2025, de los 101 equipos activos en Colombia, 23 estuvieron destinados a operaciones de perforación, lo que corresponde a una reducción del 34,3% frente a enero de 2024, equivalente a 12 equipos menos. Comparado con diciembre de 2024, el número de equipos activos disminuyó una unidad, representando una variación del -4,2%.

La variación en el número de equipos reportados en enero de 2025 frente a diciembre de 2024 se atribuye a una reducción de tres taladros en Casanare, mientras que se sumaron dos taladros en el mismo departamento.

En diciembre de 2024, la producción fiscalizada de gas fue de 1.385 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), lo que representa una disminución del 7,7% en comparación con el mismo mes de 2023, equivalente a 114,7 MPCD menos. En relación con noviembre de 2024, se experimentó un aumento del 0,8%, es decir, 11,5 MPCD más.

La producción fiscalizada de gas cerró el año 2024 con un promedio de 1.428 MPCD, lo que representa una disminución del 7,6% (117,6 MPCD menos) en comparación con el promedio alcanzado en 2023, que fue de 1.546 MPCD. Las principales disminuciones se concentraron en los siguientes campos:

• Pandereta (Sucre): reducción de 7,7 MPCD (-38,2%).
• Mágico EXPL (Córdoba): disminución de 4,3 MPCD (-73,6%).
• Breva (Córdoba): reducción de 3,8 MPCD (-36,7%).

Durante el mes de diciembre de 2024, la producción comercializada de gas nacional fue de 896 millones de pies cúbicos por día (MPCD), representando una disminución del 11,8% respecto al mismo mes en 2023 (120,0 MPCD menos), y del 2,7% respecto a noviembre de 2024 (25,0 MPCD menos).

Durante el año 2024, la producción comercializada de gas registró un promedio de 958,5 MPCD, lo cual es un 9,5% inferior (100,1 MPCD menos) a lo evidenciado en el año 2023 cuando ascendía a 1.059 MPCD.

Respecto al año anterior, entre enero y diciembre de 2023 se observó una producción promedio de 1.059 MPCD, lo que evidencia una disminución del 1,4% respecto al mismo periodo de 2022 (14,9 MPCD menos).

En diciembre de 2024, cinco departamentos productores de gas concentraron el 88,5% del total de la producción fiscalizada de gas del país.

Destacándose entre ellos, Casanare con una participación del 63,4%. En comparación con diciembre de 2023, el departamento experimentó una disminución de 8,0%.

Asimismo, cinco municipios productores de gas contribuyeron con el 73,3% del total. Entre ellos, Yopal – Casanare tuvo una participación 35,4% y presentó un descenso del 2,2% respecto a diciembre de 2023.

Finalmente, se destaca que cinco campos productores representaron el 55,6% del total. En diciembre de 2024, Pauto Sur tuvo la mayor participación con un 26,3% y, respecto al mismo mes en 2023, la producción del campo disminuyó 3,3%.

De acuerdo con el documento publicado por la ANH, para el año 2023 la relación entre reservas probadas y producción (R/P) fue de 7,1 años de petróleo y de 6,1 años de gas. En petróleo esto significó una caída de 0,4 años (5,3%) y en gas de 1,1 años (15,3%). Esto marca un segundo año consecutivo de caída del nivel de reservas de ambos hidrocarburos.

En 2023 las reservas probadas de petróleo (1P) llegaron a los 2.019 millones de barriles (Mbl), una caída de 54 Mbl (2,6%) respecto a los 2.073 Mbl de 2022. Entre 2021 y 2022, las reservas 1P tuvieron un crecimiento de 34 Mbl y entre 2020 y 2021 el crecimiento fue de 223 Mbl.

En 2023, las reservas probadas de gas natural (1P) llegaron a los 2.373 Giga pies cúbicos (Gpc), un 15,8% inferior a los 2.817 Gpc de 2022 (444 Gpc menos). Entre 2021 y 2022, las reservas 1P tuvieron una caída de 347 Gpc, en contraste con lo sucedido entre 2020 y 2021, cuando aumentaron 215 Gpc.

Durante el tercer trimestre de 2024 (último dato disponible), el volumen de crudo transportado por oleoductos fue de 808 mil barriles por día, lo que representa una disminución del 1,9% en comparación con el mismo trimestre del año anterior. Esta caída se debe principalmente a afectaciones de terceros en la infraestructura de transporte, así como a bloqueos y al paro nacional camionero. En comparación con el trimestre anterior (II Trimestre de 2024), la reducción fue del 4,8%.

En este periodo, las afectaciones en el Oleoducto Caño Limón – Coveñas, que llevaron a la suspensión del transporte en el tramo Banadía – Ayacucho, obligaron a ejecutar cuatro ciclos de reversión en el Oleoducto Bicentenario, evacuando más de un millón de barriles.

Este esfuerzo operativo permitió asegurar la continuidad de la producción en el campo Caño Limón, según Ecopetrol.

Para el periodo entre enero y septiembre de 2024 (I, II y III Trimestre), el volumen promedio de crudo transportado fue de 824 mil barriles por día, lo que representa un aumento del 2,8% en comparación con el mismo periodo de 2023. Este incremento se debe a la mayor entrega de crudo de Castilla Norte a la refinería de Barrancabermeja y al aumento en la demanda de nafta en los Llanos y para la dilución en Monterrey.

En diciembre de 2024, la demanda de gas natural en Colombia registró una disminución del 2,7% en comparación con el mismo mes de 2023, es decir, 30,5 millones de pies cúbicos por día (MPCD) más. Los sectores que presentaron la mayor disminución en el consumo fueron el Industrial, con una reducción de 17,9 MPCD (-6,3%) y el de Refinería, con una disminución de 14,7 MPCD (-60,9%).

En comparación con noviembre de 2024, la demanda total de gas natural presentó un aumento del 5,0%, lo que representa 52,6 MPCD más. Esta variación se explica
principalmente por el aumento en el consumo del sector de generación térmica en la región costera del país, junto con una disminución en los consumos de los sectores industrial y residencial en la región interior.

En enero de 2025, las importaciones totalizaron 5.906,5 MPC, con un promedio diario de 190,5 MPCD. Este promedio representó una disminución del 13,5% en comparación con el promedio de enero de 2024, cuando se importaron 6.828,7 MPC, un promedio de 220,3 MPCD. Respecto a diciembre de 2024, se registró una reducción del 38,8% en el promedio diario, equivalente a 120,8 MPCD menos.

En 2024, las importaciones de gas natural, a través de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC) mostraron un comportamiento cíclico, con incrementos hacia el cierre del año. Octubre marcó el máximo nivel mensual con 13.488,1 MPC (435,1 MPCD), mientras junio presentó el mínimo con 1.182,2 MPC (39,4 MPCD). Este patrón es consistente con registros históricos recientes, donde, a partir del segundo semestre de 2023, las importaciones superaron los 200 MPCD debido a una mayor demanda de generación térmica en el contexto del Fenómeno de El Niño. En suma, durante el 2024, se importaron en promedio 236,8 MPCD, que representó el 19,8% del gas comercializado en el país (236,8 MPCD importado + 958,5 MPCD nacional). Este promedio representó un incremento del 166,4% (147,9 MPCD más) respecto al año 2023.