1. Resumen numérico clave
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Gas natural
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Producción junio 2025: 1.278 MPCD (↓10,4% interanual).
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Acumulado ene-jun: 7.750 MPCD (↓11,1% vs. 2024).
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Producción comercializada junio: 793 MPCD (↓18,5%).
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Promedio comercializado ene-jun: 811 MPCD (↓18,1%).
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Petróleo
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Producción junio 2025: 744.239 bpd (↓4,76% interanual).
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Acumulado ene-jun: 4,48 millones bpd (↓4,24% vs. 2024).
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Promedio ene-jun: 746.926 bpd (↓4,24%).
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Principales campos productores
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Gas: Pauto Sur (350.061 MPCD) y Cupiagua (138.873 MPCD).
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Petróleo: Rubiales (97.391 bpd) y Castilla (56.026 bpd).
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2. Interpretación económica
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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.
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Problemas de seguridad y conflictividad social.
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Incertidumbre regulatoria en periodo preelectoral.
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Impacto fiscal y de balanza comercial
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Menor producción → menores regalías e ingresos fiscales.
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Aumenta la necesidad de importar gas, afectando la balanza de pagos.
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Reducción de exportaciones de crudo afectará ingresos en divisas.
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Gas: el riesgo más crítico
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Producción comercializada cae por debajo de 800 MPCD, insuficiente para cubrir demanda interna sostenidamente.
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Posible dependencia de importaciones de GNL (Gas Natural Licuado) en 2026 si la tendencia continúa.
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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:
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Petróleo: podría estabilizarse en 740.000-750.000 bpd en 2025, lejos de la meta de 800.000 bpd.
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Gas: riesgo de bajar a 750 MPCD comercializados, lo que obligaría a cubrir déficit vía importaciones y afectar costos industriales y del GNV.
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Efecto en precios internos: presión al alza en tarifas de energía y transporte por gas.
4. Factores de atención inmediata
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Inversión en exploración: reactivar contratos y acelerar licencias.
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Seguridad en zonas productoras: mitigación de conflictos sociales.
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Plan de importación de gas: diseñar infraestructura para recibir GNL y negociar contratos a tiempo.
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Política energética integral: balance entre transición energética y sostenibilidad de ingresos petroleros.
📊 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.
