Juan Gonzalo Castaño Valderrama. Ingeniero Senior de Petróleos y ex Director Junta de Ecopetrol S.A.

1. El potencial y el tamaño sí importan

La materialidad para atraer capital de riesgo es clave en el negocio petrolero. En los últimos 30 años, Colombia no ha realizado un descubrimiento relevante en reservas probadas de hidrocarburos (superior a los 500 millones de barriles equivalentes); los últimos de esta envergadura fueron los campos del Piedemonte Casanareño (Cusiana y Cupiagua) en la década de los 90.

Los descubrimientos en el Caribe colombiano costa afuera (offshore), en los bloques Tayrona y Fuerte Sur, comenzaron hace más de una década con Orca y Kronos, seguidos por Purple Angel y Gorgon en 2017, Uchuva en 2022, Glaucus 1 en 2023, Sirius 2 (delimitador) en 2024 y Copoazú 1 en 2026. Aunque estos hallazgos son significativos en volumen, siguen catalogados como recursos contingentes; es decir, hoy todavía no son viables ni comerciales debido a restricciones técnicas (logística y profundidad), económicas (costos y precio del gas), ambientales (licenciamiento) o sociales (consultas previas) a pesar del tiempo transcurrido.

Por otro lado, en tierra firme (onshore), los resultados del pozo exploratorio Floreña N-18 siguen pendientes, luego de superar todos los récords de duración y costos en el Piedemonte casanareño.

2. La eficiencia y la eficacia de los recursos invertidos

Según datos de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), entre 2014 y 2024 la inversión en Exploración y Producción (E&P) alcanzó los USD 47.480 millones. De esta cifra, USD 10.510 millones (el 22%) se destinaron a exploración, mientras que el 78% restante se concentró en producción. Solo en 2025 el Grupo Empresarial Ecopetrol realizó inversiones por más de USD 3.800 millones en E&P, de las cuales al menos el 80% se ejecutaron en el país.

Sin embargo, de acuerdo con las estadísticas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el balance operativo del periodo 2014-2024 revela realidades complejas:

Extracción: Se extrajeron 3.400 millones de barriles de petróleo (MMBLS) y 4,2 tera pies cúbicos (TPC) de gas.
Incorporación por desarrollo: Mediante inversiones y revisiones técnico-económicas en campos antiguos en producción, se incorporaron 2.700 MMBLS de petróleo y 0,5 TPC de gas.

Incorporación por exploración: Por nuevos descubrimientos se aportaron apenas 325 MMBLS de petróleo y 0,3 TPC de gas.

Esto se traduce en un balance negativo en la incorporación y reposición de reservas: el déficit para el periodo fue de 410 MMBLS en crudo y de 3,5 TPC en gas (un 12% y un 83% de lo extraído, respectivamente). Esta tendencia se mantiene en el balance de reservas de la ANH 2025, publicado recientemente.

Lo anterior ratifica el reto asociado al potencial y prospectividad exploratoria del país, si se considera los cuantiosos recursos invertidos y el resultado con un aporte bajo de la actividad exploratoria a la reposición: 9% en petróleo y 7% en gas del total producido. Si se divide lo invertido en exploración por las reservas incorporadas por nuevos descubrimientos en el periodo analizado, ese barril equivalente salió a casi USD 29/be, poco o nada competitivo.

3. La realidad económica y los riesgos propios de nuestro entorno

Antes de catalogarse bajo adjetivos como "responsable" o "peligrosa", la actividad petrolera en el mundo es, ante todo, un negocio y una actividad económica. Como tal, su viabilidad radica en valorar, mitigar y compensar riesgos técnicos, sociales y ambientales, asegurando una generación de valor, esta sí, responsable, y la rentabilidad esperada para sus accionistas y grupos de interés (stakeholders).

En Colombia, además de evaluar la calidad, productividad y tamaño de la roca generadora para el desarrollo de yacimientos no convencionales en el subsuelo, los inversionistas deben asumir retos estructurales del entorno. Entre ellos destacan las restricciones en logística, infraestructura vial y equipos; sensibilidad ambiental; la gestión de comunidades con fuertes grupos de presión; y las complejidades de seguridad y conflicto interno.

Estos factores generan considerables costos de transacción que se suman a la incertidumbre geológica y a los riesgos técnicos intrínsecos de la operación. Todo esto impacta el precio de equilibrio (break-even) requerido para que la actividad sea factible, en un entorno altamente vulnerable a la volatilidad de los precios y el mercado.
Conclusión

La discusión en esta materia es mucho más compleja que su reducción a sobrevalorar o minimizar los riesgos según la postura ideológica, o limitar el debate al número de contratos, taladros o empleos directos e indirectos, incluso el efecto fiscal. Por sus estándares, impacto y visibilidad, la industria petrolera tiene el imperativo de ser rigurosamente responsable en todos sus frentes y, sobre todo, un negocio económicamente viable, sostenible y rentable.