Caída sostenida de la producción de hidrocarburos en Colombia (junio 2025).

1. Resumen numérico clave

• Gas natural

  • Producción junio 2025: 1.278 MPCD (↓10,4% interanual).

  • Acumulado ene-jun: 7.750 MPCD (↓11,1% vs. 2024).

  • Producción comercializada junio: 793 MPCD (↓18,5%).

  • Promedio comercializado ene-jun: 811 MPCD (↓18,1%).

• Petróleo

  • Producción junio 2025: 744.239 bpd (↓4,76% interanual).

  • Acumulado ene-jun: 4,48 millones bpd (↓4,24% vs. 2024).

  • Promedio ene-jun: 746.926 bpd (↓4,24%).

• Principales campos productores

  • Gas: Pauto Sur (350.061 MPCD) y Cupiagua (138.873 MPCD).

  • Petróleo: Rubiales (97.391 bpd) y Castilla (56.026 bpd).

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2. Interpretación económica

• Tendencia negativa estructural
  La caída ya acumula seis meses consecutivos. Esto indica no solo fluctuaciones coyunturales, sino un deterioro estructural de la capacidad productiva por:

  • Menor inversión en exploración y recobro.

  • Problemas de seguridad y conflictividad social.

  • Incertidumbre regulatoria en periodo preelectoral.

• Impacto fiscal y de balanza comercial

  • Menor producción → menores regalías e ingresos fiscales.

  • Aumenta la necesidad de importar gas, afectando la balanza de pagos.

  • Reducción de exportaciones de crudo afectará ingresos en divisas.

• Gas: el riesgo más crítico

  • Producción comercializada cae por debajo de 800 MPCD, insuficiente para cubrir demanda interna sostenidamente.

  • Posible dependencia de importaciones de GNL (Gas Natural Licuado) en 2026 si la tendencia continúa.

  • Vulnerabilidad ante fenómenos climáticos (El Niño) que aumentan consumo y reducen generación hidroeléctrica.

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3. Escenario proyectado

Si no se revierte la tendencia:

• Petróleo: podría estabilizarse en 740.000-750.000 bpd en 2025, lejos de la meta de 800.000 bpd.

• Gas: riesgo de bajar a 750 MPCD comercializados, lo que obligaría a cubrir déficit vía importaciones y afectar costos industriales y del GNV.

• Efecto en precios internos: presión al alza en tarifas de energía y transporte por gas.

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4. Factores de atención inmediata

• Inversión en exploración: reactivar contratos y acelerar licencias.

• Seguridad en zonas productoras: mitigación de conflictos sociales.

• Plan de importación de gas: diseñar infraestructura para recibir GNL y negociar contratos a tiempo.

• Política energética integral: balance entre transición energética y sostenibilidad de ingresos petroleros.

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📊 Conclusión
Colombia enfrenta un doble desafío energético y fiscal: mantener el flujo de ingresos por hidrocarburos mientras la producción cae y cubrir un déficit creciente de gas. De no actuar, en 2026 el país podría entrar en una fase de dependencia energética más marcada, con impacto en industria, empleo e inflación.