Según el Informe de Reservas y Recursos IRR 2024, el año pasado por cada 100 barriles de petróleo producidos, se repusieron 105.
El Ministerio de Minas y Energía y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) presentaron el Informe de Reservas y Recursos IRR 2024, el cual revela que las reservas probadas de crudo cerraron el año pasado en 2.035 Millones de barriles (Mbl), lo que equivale a un leve aumento de 0,74% frente a los 2.020 Mbl de 2023.
Con base en las reservas probadas, la relación R/P (Reservas/Producción) pasó de 7,1 años en el 2023 a 7,2 años para el 2024.
En cuanto al gas, las reservas probadas en 2024 fueron 2.064 Giga pies cúbicos (Gpc) y la relación R/P (Reservas/Producción) pasó de 6,1 años en el 2023 a 5,9 años para el 2024.
En 2023, las reservas de gas eran de 2.373 giga pies cúbicos y alcanzaban para 6,1 años, según el reporte de las mismas entidades. Esto implica una reducción del 13% entre ambos períodos.
A pesar de ello, el informe del Ministerio y la ANH señala que las medidas adoptadas para garantizar la gestión eficiente de las reservas y recursos contingentes de petróleo y gas, a partir de contratos vigentes, demostraron resultados importantes tanto en petróleo como en gas.
“Colombia aumentó sus reservas probadas de petróleo en el 2024, reponiendo en 105% lo producido; lo que significa que, en el 2024 por cada 100 barriles producidos, se repusieron 105 barriles”, destaca y señala que el recaudo de regalías por hidrocarburos entre agosto del 2022 y diciembre del 2024 fue de 22,6 billones de pesos, es decir 0,8 billones promedio mensual.
“Entre el año 2018 y 2024, la incorporación de nuevas reservas por proyectos exploratorios fue del 2,8% (50 Mbl), mientras que la incorporación a partir de la gestión de volúmenes conocidos fue de 94% 1.693 Mbl. Esto muestra que resulta más eficiente gestionar sobre los volúmenes ya descubiertos, en los contratos vigentes”, dice el reporte.
Durante el primer trimestre de 2025, la producción de petróleo alcanzó un promedio de 757,8 Kbpd, lo que refleja una reducción del 2,1% (16,2 Kbpd menos) frente al mismo periodo del año anterior, según la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) con base en los últimos datos disponibles de la ANH.
En el mismo periodo, según Ecopetrol, se registró un incremento en el número de afectaciones por parte de terceros a la infraestructura de transporte, alcanzando un total de 12 eventos, frente a los dos eventos reportados en el 1T24.
Por su parte, la producción comercializada de gas en marzo fue de 821,0 millones de pies cúbicos (Mpcd), un descenso del 17,9% (179,0 Mpcd menos) comparado con marzo de 2024, y del 0,4% (3,0 Mpcd menos) respecto a febrero de 2025.
El promedio del primer trimestre fue de 821,6 Mpcd, con una caída del 17,5% (173,8 Mpcd menos) frente al mismo periodo de 2024.
Colombia enfrenta una coyuntura retadora en materia energética. En abril la multinacional británica Shell puso en venta su participación del 50% en la sociedad que tiene con Ecopetrol en activos costa afuera del Caribe Sur para la búsqueda de gas.
Aunque Ecopetrol dijo que la decisión de su socio obedece a razones relacionadas con su estrategia y manejo de portafolio global, el retiro de Shell de Colombia es un campanazo de alerta para un país en el que en los últimos cinco años han desinvertido multinacionales del sector como BP, ConocoPhillips, TotalEnergies, Chevron, Repsol y ExxonMobil.
“Estamos como un corcho en remolino, enfrascados en discusiones en medio de la crisis del sector”, dijo recientemente Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo, ACP, en un panel del foro “Colombia Genera” de la Andi, en Cartagena.
“Para atraer inversión en el sector se necesita una visión y un plan claro. Sin plan ni visión es imposible atraer inversión extranjera al sector. En el caso del petróleo enfrentamos una pésima realidad”, explicó Pearl quien destacó las consecuencias de la eventual pérdida de autosuficiente petrolera si no hay un cambio de rumbo en la política minero energética.
“Tenemos 7 años de reservas de petróleo”, recordó el directivo. “En el Marco Fiscal de Mediano Plazo los números dicen que con una producción de 740.000 barriles diarios se sostienen las finanzas públicas. Pero con los contratos que tenemos vamos a estar en 400.000 barriles hacia 2030 cuando comienza la declinación de la producción, lo que genera un hueco fiscal de 40 billones de pesos entre 2027 y 2035”.
Según la ACP, en los últimos dos años la actividad exploratoria ha caído en un 60% de 68 pozos planeados a 27, por debajo de los 40 que se tenían previstos.
Encuentre la nota en: https://forbes.co/2025/05/27/economia-y-finanzas/las-reservas-probadas-de-petroleo-aumentaron-074-en-2024-y-alcanzan-para-72-anos-las-de-gas-cayeron
