Producción de petróleo y gas pierde fuerza en varias zonas

La producción de petróleo y gas en Colombia continúa retrocediendo y el comportamiento por regiones muestra dónde se están concentrando las disminuciones. El Meta, principal departamento productor de crudo, registró una reducción en septiembre, mientras que Casanare, que concentra buena parte de la oferta nacional de gas, también presentó menores volúmenes. A estos resultados se sumaron descensos en Córdoba, Sucre y La Guajira, en un escenario en el que las importaciones de gas alcanzaron un nuevo máximo histórico. De acuerdo con el más reciente informe de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), durante septiembre la producción fiscalizada de petróleo llegó a 729.600 barriles por día (bpd), una disminución anual de 2,9%, equivalente a 22.000 barriles diarios menos frente al mismo mes de 2025. En cuanto a gas natural comercializado, el país registró 705 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), con una caída de 13,4% frente a septiembre del año pasado. El comportamiento de los departamentos permite identificar las principales variaciones de la actividad petrolera y gasífera, así como los campos que explican parte de los movimientos en la oferta. Los departamentos con más bajas en crudo En el caso del crudo, Meta fue uno de los territorios que más incidió en la reducción mensual. Su producción pasó de 430.100 barriles diarios en agosto a 425.300 en septiembre, una disminución de 4.800 barriles por día, equivalente a 1,1%, de acuerdo con las cifras. La variación estuvo marcada por el comportamiento de Cabuyaro, municipio que presentó la mayor reducción entre las zonas productoras del departamento. Allí, la extracción pasó de 32.000 a 28.300 barriles diarios, una caída de 3.700 barriles. El movimiento estuvo relacionado con el campo Índico, cuya producción descendió de 20.600 a 16.900 barriles diarios. De acuerdo con el reporte del tercer trimestre de GeoPark, socio junto con ONGC en el bloque CPO-5, la producción enfrentó dificultades por bloqueos comunitarios que ya fueron superados. A este comportamiento se sumaron Guamal, con una reducción de 800 barriles diarios, y Acacías, donde la disminución fue de 600 barriles. En este último municipio, el campo Akacías pasó de producir 29.700 a 28.200 barriles por día. Campetrol relacionó este resultado con restricciones en el manejo de agua. Pese a la disminución, Meta mantuvo su posición como principal departamento petrolero del país, al concentrar 58,3% de la producción nacional en septiembre. Otros territorios también registraron retrocesos. Santander redujo su extracción en 800 barriles diarios, hasta 38.200, con una variación destacada en el campo Yariguí-Cantagallo. En Arauca, la producción cayó en la misma proporción y se ubicó en 43.000 barriles por día, principalmente por el descenso de Rex NE. Mientras algunas regiones registraron menores volúmenes de petróleo, Casanare presentó un comportamiento distinto en este segmento. Su producción aumentó 1.900 barriles diarios en septiembre, hasta alcanzar 108.700 barriles, impulsada por el municipio de Paz de Ariporo. Allí, el campo Campechana elevó su producción de 4.500 a 6.700 barriles diarios. Se trata de un desarrollo del bloque LLA-111 que comenzó a producir en mayo de 2026. Putumayo también reportó un incremento, de 800 barriles diarios, para llegar a 21.200. Sin embargo, el resultado de Casanare en petróleo contrasta con lo ocurrido en gas natural. Este departamento concentra 65,8% de la producción fiscalizada nacional de ese energético y registró una reducción de 6,4 MPCD, al pasar de 718,7 a 712,4 MPCD. Las disminuciones de los campos Cupiagua, que perdió 5,7 MPCD, y Cusiana Norte, con 5,4 MPCD menos, explicaron parte del movimiento. El incremento de Pauto Sur, que sumó 10,9 MPCD, compensó parcialmente esas caídas. Córdoba también tuvo una reducción en gas. Su producción pasó de 74 a 67,2 MPCD, una disminución de 6,8 MPCD. Los campos Nelson, Palmer, Cañahuate y Arandala registraron conjuntamente una caída de 7 MPCD, a la que se sumó el descenso de Mágico. La entrada de Cañaflecha, con 3,5 MPCD, compensó parte de la reducción. En Sucre, la producción disminuyó 2,4 MPCD, mientras que La Guajira registró una caída de 2,1 MPCD. Estos resultados se sumaron al retroceso de la oferta nacional de gas, que entre enero y septiembre promedió 704,2 MPCD, 12,9% menos que en igual periodo de 2025. Explicación La reducción de la producción nacional se refleja en la participación creciente del gas importado dentro del abastecimiento del país. En septiembre, las compras externas alcanzaron 415,8 MPCD, el nivel más alto de la serie histórica. El volumen representó un aumento anual de 138,1% y mensual de 21,8%. Con esa cantidad y los 705 MPCD comercializados de producción nacional, la demanda atendida llegó a 1.120,8 MPCD. Así, el gas importado representó 37,1% del total. Durante septiembre también se presentó una contingencia operativa en uno de los trenes de la terminal de regasificación SPEC, que redujo temporalmente su capacidad disponible de 475 a 400 MPCD. Ante esta situación, el Ministerio de Minas y Energía declaró un racionamiento programado desde el 24 de septiembre, con prioridad para la demanda esencial y la generación térmica. La medida terminó el 29 de septiembre, a las 11:59 de la noche, luego de recuperarse la capacidad total de regasificación. Según el Ministerio, durante la contingencia se atendió el 100% de la demanda esencial. Entre enero y septiembre, las importaciones promediaron 266,9 MPCD y representaron 27,5% de la demanda, frente a 17,4% en el mismo periodo de 2025. "La oferta nacional de gas continúa en descenso y las importaciones alcanzaron un máximo histórico de 415,8 MPCD", afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol. El dirigente también señaló la importancia de reactivar la exploración y avanzar en los cuatro pilares de la estrategia 4x4: aumentar la producción de los campos existentes, desarrollar el potencial de gas, materializar los yacimientos no convencionales e incrementar la exploración.