Como es habitual el sector energético está a la espera del informe de reservas que entregará la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en los próximos días correspondiente a la vigencia del 2024. Dentro de este se conocerá como se encuentra el país tanto petróleo como en gas y para cuantos años alcanzan estas provisiones. Sin embargo, los expertos prevén que estas mantengan la tendencia a la baja. Según las cifras más recientes que fueron las del 2023, las reservas de petróleo llegaron a 2.019 millones de barriles de petróleo (MBPE), lo que equivale a 7,1 años. Mientras que las de gas reportaron 2,37 terapíes cúbicos que dan 6,1 años.

Bajo este contexto, el experto en el sector minero - energético y exministro de esta cartera, Amylkar Acosta señaló que lo que se espera para el consolidado del 2024 es que estas sigan presentando una tendencia a la baja. “Estamos en el mes de mayo, que es cuando la ANH presenta su Informe periódico del Balance reservas/producción de hidrocarburos. Todo indica que la tendencia tanto de la caída de las reservas probadas como la producción de petróleo y gas natural se mantiene, habida cuenta de que no se avizora ningún factor que determine su reversión. En el petróleo influye mucho la caída de los precios internacionales que ha llevado al cierre de algunos campos en operaciones porque no compensan los costos de levantamiento del barril”, dijo Amylkar.

¿Cómo terminaron las reservas de Ecopetrol el 2024? Cabe resaltar que Ecopetrol reportó que al cierre de 2024 sus reservas probadas netas fueron de 1.893 MBPE, lo que representó 10 MBPE más frente a 2023 cuando fueron de 1.883 MBPE. El índice de reemplazo de reservas fue 104%, con una vida media de reservas equivalente de 7,6 años (líquidos 7,8 años y gas 6,7 años). “En 2024, el Grupo Ecopetrol llevó a cabo la incorporación de 260 MBPE de reservas probadas, la más alta de los últimos 3 años, de las cuales 244,3 MBPE fueron de crudo y 15,3 MBPE de gas, con una producción total acumulada en el año de 250 MBPE4, la más alta de los últimos 9 años. Del balance total de reservas probadas, el 80% son líquidos y el 20% corresponde a gas”, resaltó Ecopetrol.

Destacó que orgánicamente, se incorporaron 231 MBPE debido principalmente a gestión en la maduración oportuna de nuevos proyectos y a la ejecución e implementación de proyectos de desarrollo primario y de expansión de recobro mejorado en campos como Caño Sur, Rubiales, Castilla, Chichimene, Akacias, Pauto-Floreña, La CiraInfantas, Apiay-Suria, Palogrande, entre otros. Inorgánicamente, en el neto de las adquisiciones y desinversiones realizadas por Ecopetrol, durante el 2024 se incorporaron 29 MBPE, dentro de los cuales se destaca el cierre exitoso de la negociación con Repsol para adquirir el 45% restante de su participación en el bloque CPO-09, ubicado en el departamento del Meta. Con esta transacción, Ecopetrol se convirtió en propietario del 100% de este activo estratégico en el Piedemonte Llanero, al adicionar 32 MBPE.

Por lo tanto, la petrolera resaltó que en el frente de gas se destaca la incorporación neta de 15 MBPE, provenientes de proyectos asociados a nuevos pozos de desarrollo y la optimización de infraestructura con la reducción de presión en el Piedemonte Llanero en los campos Pauto, Floreña. También, señaló que se debió al plan de ejecución de actividades en el Permian, y la comercialidad de Arrecife, los cuales mitigaron parcialmente los impactos por irrupción de agua en los campos Cupiagua, Cusiana, Guajira y Gibraltar.

¿Qué pasó con las demás petroleras? En el recuento de las grandes petroleras se conoció que Geopark durante el 2024 reportó que las reservas probadas (1P) fueron de 102,0 millones de barriles de petróleo equivalentes (mmboe) y las reservas probables (2P) llegaron a 162,2 mmboe, lo que mostró que la compañía extendió su índice de reservas probadas en 54% a 8,2 años y las probables en 44% a 13,1 años. “Reflejan la continua actualización y recalibración de la base de activos de la compañía, impulsada por la incorporación de los bloques en Vaca Muerta y los ajustes en su portafolio en Colombia. Las reservas 2P aumentaron un 41% interanual sobre una base proforma, respaldadas por la incorporación de 74,6 mmboe provenientes de Vaca Muerta”, señaló la compañía.

Además, la compañía destacó que, al cierre del 31 de diciembre de 2024, las reservas 2P orgánicas (excluyendo los bloques de Vaca Muerta) disminuyeron aproximadamente en 27,5 mmboe, después de producir 12,4 mmboe en 2024, principalmente debido a revisiones técnicas en campos maduros, con el bloque Llanos 34 representando el 48% de la reducción. Por el lado de Parex se reportó que la compañía reveló un aumento tanto en las reservas probadas (“1P”) por acción como las reservas probadas más probables (“2P”) por acción en un 6%, mientras que las reservas probadas desarrolladas en producción (“PDP”) por acción disminuyeron un 9%, en comparación con 2023.

En los Llanos Orientales, es decir, en el bloque LLA-34 se realizaron revisiones técnicas positivas de 6 mmboe para las reservas probadas relacionadas con la implementación de inyección de agua y el aumento del factor de recuperación. “LLA-32: más que duplicó 1P y 2P mediante extensiones a 2 mmboe y 4 mmboe, respectivamente, en comparación con 2023”, señaló la empresa.

Entre tanto, para Cabrestero, este agregó 3 mmboe en reservas probables relacionado con la recuperación mejorada mediante la implementación de inyección de polímero.

Y en el caso de Putumayo, se agregó inventario de pista y se adquirieron 10 mmboe y 18 mmboe de 1P y 2P, respectivamente, de Parex, obteniendo una participación de trabajo del 50% en cuatro bloques a través de una asociación estratégica mejorada con Ecopetrol SA (9 ) .

A su turno, Gran Tierra Energy reveló que durante el 2024 las reservas probadas en total llegaron a 41,633 (Mbbl) millones de barriles de petróleo. De las cuales 34,151 (Mbbl) millones de barriles de petróleo fueron de Colombia.

“Con nuestra expansión a Canadá, aproximadamente el 20 % de nuestra producción, el 23 % de nuestras reservas 1P y el 26 % de nuestras reservas 2P ahora incluyen activos de gas convencional y de esquisto, lo que proporciona una mayor resiliencia en los ciclos de las materias primas”, resaltó la compañía.

En abril del 2025 el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, entregó el panorama preliminar sobre cómo espera que estén las reservas probadas de gas con corte al 2024. Según el funcionario, éstas se podrían mantener en el nivel que están actualmente, pero habrían cambiado la senda.

“El año pasado dijimos en mayo que teníamos relación, reservas y consumo autosuficiencia para 6,1 años. Y usted me dice, "Vamos a estar arriba de seis." Quizás no, pero no con la tendencia como venía, no con la misma curva pendiente, sino que vamos a empezar a encontrar un punto de inflexión y sería un gran avance eso”, resaltó Velandia.

Fuente: Portafolio