Quedan alrededor de 70 pozos por explorar entre 2026 y 2030, sin nuevos incentivos a la exploración se pondría fin a esta actividad en el país en el mediano plazo. En 2025, la inversión exploratoria caería 18%, alcanzando su nivel más bajo en los últimos cuatro años.

La inversión en producción crecería un 15% en 2025, con foco en mantener la producción de campos maduros. Sin nuevas exploraciones este impulso sería temporal y cada vez más costoso.

La conflictividad social en las regiones donde se opera aumentó un 151% en 2024, impactando el desarrollo de los proyectos y sus contribuciones a los territorios y la seguridad energética del país.

Las medidas propuestas por la ACP buscan revertir la caída exploratoria, aumentar la producción y garantizar la autosuficiencia energética, basada en inversión, competitividad y adición de fuentes.

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) presentó el informe económico anual ‘Tendencias de Inversión en Exploración y Producción de Petróleo y Gas en Colombia 2024 y Perspectivas 2025: un sector estratégico en estado crítico’. Este análisis revela señales preocupantes sobre el agotamiento de la actividad exploratoria si no se cambia el rumbo, el deterioro del entorno operativo y un riesgo creciente para la seguridad energética, la estabilidad fiscal y el bienestar de los hogares colombianos. Ante este escenario, el gremio propone medidas para recuperar la competitividad y la autosuficiencia energética del país.

Exploración: actividad en cuenta regresiva

El informe, basado en datos oficiales y de empresas que representan el 95% de la producción nacional de petróleo y el 96% de la de gas natural, advierte que, solo restan alrededor de 70 pozos exploratorios comprometidos contractualmente para ser perforados entre 2026 y 2030. Si no se toman medidas de impulso, Colombia agotará su actividad exploratoria al final de esta década, lo cual pondría al país en una situación crítica, sin nuevos descubrimientos que garanticen la reposición de reservas ni una base sólida para la sostenibilidad energética futura.

En 2025, la inversión en exploración caería un 18%, su nivel más bajo en los últimos cuatro años. Esta reducción ocurre en un contexto en el que las reservas probadas de gas han caído un 57% en los últimos diez años y se vislumbra una caída acelerada de la producción de petróleo a partir de 2027.

Producción: más inversión para mantener volúmenes

Si bien la inversión en producción crecería un 15% en 2025, este impulso será transitorio si no se desarrollan nuevos proyectos. Para 2025, en petróleo se estima una producción de entre 760 y 770 mil barriles promedio día (kbpd), similar a los 772 kbpd de 2024. Y en gas, para 2025 una producción comercializada de gas nacional de 905 millones de pies cúbicos día (MPCD), frente a 958 MPCD de 2024.

“Hoy se requiere más inversión para producir la misma cantidad de petróleo, debido al agotamiento natural de los campos y la complejidad del entorno operativo, y, en gas, no estamos logrando aumentar la producción ni reponer las reservas, esto es un doble desafío para la autosuficiencia energética”, señaló Frank Pearl, presidente de la ACP.

Entorno territorial y presión fiscal

En 2024, los bloqueos a las operaciones del sector aumentaron un 151%, en un entorno de creciente conflictividad social y deterioro del orden público en las regiones donde se opera, afectando tanto el desarrollo de los proyectos como sus contribuciones a los territorios y a la seguridad energética del país.

A esta situación se suma el déficit fiscal proyectado de $40 billones como consecuencia de la reducción en la producción de petróleo en el mediano plazo, el posible incremento de entre 15% y 46% en las tarifas de gas si se llega a importar la mitad de la demanda por falta de nueva oferta, y la necesidad identificada de aumentar las importaciones de crudo para mantener la operación de las refinerías, principalmente, en el interior del país, lo que encarecería la producción de combustibles líquidos.

Medidas propuestas: condiciones para invertir y producir

La ACP propone una serie de medidas para reactivar el sector que combinan estabilidad fiscal y regulatoria, viabilidad a proyectos clave e impulso a nuevas oportunidades de inversión.

Viabilidad operacional:

Optimización de consultas previas con acompañamiento institucional en las operaciones.

Estabilidad en requisitos ambientales.

Coordinación estatal para gestionar conflictividad y asegurar el orden público.

Seguridad jurídica, fiscal y confianza inversionista:

Definir una carga tributaria competitiva para el sector.

Reducir la tarifa de autorretención de gas en escenario de déficit como el actual.

Mesas técnicas para la nueva resolución de telemetría de la ANH.

Impulso a proyectos de gas y desarrollo costa afuera:

Acompañar y viabilizar los proyectos asegurando sus trámites socioambientales.

Priorización de 116 consultas previas para construcción de gasoducto submarino.

Expedición de licencia ambiental para infraestructura submarina y terrestre.

Optimización de la capacidad del sistema de transporte de gas (ejecución obras del Plan de Abastecimiento de Gas Natural y metodología de remuneración).

Eficiencia operativa:

Expedición de la nueva metodología tarifaria de transporte por oleoductos que refleje costos de reposición depreciados.

Aplazamiento de la entrada en vigor (3 de junio) del SICETAC para carga líquida.

Estímulo a producción incremental:

Expedición de la Resolución del Ministerio de Minas y Energía con incentivos a recobro mejorado y producción incremental.

Prórroga del período de producción de los contratos existentes y regreso del principio de autonomía de la voluntad de las partes (Acuerdo 03 de la ANH de 2025).

Adición de fuentes de energía:

Asegurar la complementariedad entre renovables y convencionales.

Gradualidad en la transición.

Competitividad para impulsar exploración y producción: ronda permanente de asignación de áreas por iniciativa privada.

Yacimientos No Convencionales: reactivación del desarrollo de los proyectos aprovechando que Colombia cuenta con un marco regulatorio vigente robusto que permite monitorear y mitigar los riesgos medio ambientales.