Colombia enfrenta una pérdida sostenida de participación en el mapa petrolero regional en un momento en el que Brasil, Argentina y Guyana expanden su producción y consolidan nuevos desarrollos.
Las cifras de la Agencia Internacional de Energía muestran que la extracción colombiana pasará de 0,76 millones de barriles diarios en 2025 a 0,74 mbd en 2026 y 0,71 mbd en 2027, profundizando una tendencia descendente que ya preocupa a operadores y autoridades sectoriales.
El contraste con los países vecinos es marcado. Brasil ampliará su producción desde 7 mbd en 2025 a más de 8 mbd en 2027, impulsado por proyectos en el pre-sal y un nivel de inversión anual que supera los US$ 16.000 millones. Argentina, con el desarrollo de Vaca Muerta, superó a Colombia en 2025 y mantendrá una curva ascendente: 0,94 mbd en 2025, 1,06 mbd en 2026 y 1,15 mbd en 2027.
Guyana, que hace una década no tenía industria petrolera, produce hoy 0,71 mbd y superará el millón de barriles en 2027 con costos de lifting competitivos y proyectos operados por ExxonMobil, Hess y CNOOC. Ecuador también sostiene niveles cercanos a los colombianos, con 0,45 mbd proyectados para 2026.
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El retroceso colombiano se vincula directamente con la caída de la exploración. Desde 2022 no se firman nuevos contratos de hidrocarburos y la política energética oficial prioriza la transición sobre la expansión del upstream. La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas estima que la actividad exploratoria cayó más de 60% en tres años y que entre 2026 y 2030 solo hay 70 pozos comprometidos para perforar.
La menor actividad ya impacta en la reposición de reservas: las de gas se redujeron 57% en la última década, mientras las de petróleo se ubican en 7,5 años, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
La inversión también muestra señales de desaceleración. En 2024, los recursos destinados a exploración y producción alcanzaron US$ 4.330 millones, un 10% menos que el año anterior, y el gremio prevé nuevas caídas en 2026 por la menor confianza de inversores.
La carga tributaria adicional para las empresas del sector profundiza el desafío en un momento en el que la industria requiere condiciones estables para atraer capital de riesgo.
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La menor exploración y la declinación natural de los campos generan efectos directos sobre la producción futura. Ecopetrol, que aporta más del 85% del crudo nacional, enfrenta un escenario de declinación acelerada si no se incorporan nuevos proyectos.
La caída de reservas y la reducción de pozos perforados también presionan la balanza energética: sin cambios regulatorios, Colombia podría depender de importaciones de combustibles y de gas natural licuado antes de finalizar la década.
El panorama regional muestra que la competencia se intensifica y que los países con políticas activas de exploración y desarrollo —Brasil, Argentina y Guyana— amplían su ventaja. Para Colombia, la combinación de menor inversión, ausencia de nuevos contratos y declive exploratorio configura un escenario en el que la producción podría descender más rápido a partir de 2027, con impacto fiscal, operativo y territorial para las regiones productoras.
