Ecopetrol informó un aumento del 2,7% en sus reservas durante 2025; sin embargo, un análisis más detallado revela que este incremento se sustentó principalmente en un cambio en la regulación y en un mayor volumen de reservas de petróleo, mientras que las de gas natural continúan disminuyendo.
De hecho, BTG Pactual cuestionó la falta de desglose entre las cifras de petróleo y gas natural en el informe de Ecopetrol, limitándose a presentar un balance general de las reservas.
El banco de inversión considera que esta omisión es relevante dada la creciente preocupación por el suministro de gas natural, especialmente después de que Colombia se convirtió en un importador neto en 2024.
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El balance general de Ecopetrol indica que, al cierre de 2025, las reservas probadas alcanzaron los 1.944 millones de barriles de petróleo equivalente (mbpe), lo que representa un aumento del 2,7% en comparación con 2024. Este resultado extendió la vida útil de las reservas de 7,6 a 7,8 años.
Del total de reservas, 1.497 mbpe corresponden a petróleo, con un crecimiento del 9,7%. Sin embargo, la principal preocupación reside en el gas natural, cuyas reservas se limitaron a 264 mbpe, lo que implica una disminución del 18,7%.
En consecuencia, mientras que las reservas de petróleo aseguran el suministro para 8,2 años (frente a los 7,8 años de 2024), las de gas natural se agotarían en tan solo 6,3 años, reduciendo su horizonte frente a los 6,7 años reportados anteriormente.
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Ecopetrol también informó que las adquisiciones no contribuyeron a aumentar las reservas durante el año, ya que la compra del 45% adicional del bloque CPO-9 (Meta) ya había sido incluida en el informe de 2024.
Otro dato relevante son las reservas asociadas al *fracking* en Estados Unidos (Permian), que disminuyeron un 10,3% hasta alcanzar los 183 mbpe, en comparación con los 204 mbpe de 2024.
Adicionalmente, las reservas provenientes de nuevos descubrimientos se desplomaron un 67,2%, sumando apenas 16,1 mbpe. “Esto es una consecuencia de la menor inversión en exploración”, comentó Sergio Cabrales, profesor de la Universidad de los Andes.
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El impulso del recobro mejorado
En contraste, el recobro mejorado (técnica para extraer más petróleo de pozos ya existentes) aportó 142,6 mbpe, lo que representa un incremento del 47%. Este crecimiento se debió a la ejecución de proyectos en campos como Castilla, Chichimene y Akacías.
“El aumento de las reservas es limitado, pero lo más importante es destacar que no se debe a nuevos descubrimientos, sino al recobro mejorado, que representa casi el 50% del total”, señaló el exministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.
Sergio Cabrales explicó que las nuevas reservas obtenidas a través de la exploración suelen tener un menor costo de extracción, mientras que las reservas adicionales provenientes del recobro mejorado implican una mayor inversión.
También se observó un importante impulso a las reservas debido a un cambio regulatorio en la metodología de pago de regalías en ciertos campos, que pasó de pagos en especie a pagos en efectivo.
Gracias a este ajuste, se añadieron 100 mbpe a las reservas, lo que representa un tercio del total incorporado al balance (300 mbpe). Esto permitió a Ecopetrol registrar en 2025 su mayor incorporación de reservas en los últimos cuatro años.
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La realidad sin el ajuste regulatorio
Sin embargo, si se excluyen esos 100 mbpe, el análisis de BTG Pactual revela que las adiciones totales habrían disminuido a 204 mbpe (-23%), y las reservas probadas habrían sido de 1.844 mbpe (-2,5%), lo que reduciría la vida útil a solo 7,4 años.
Además, el índice de reemplazo habría sido de apenas el 80%, y no el 121% reportado por Ecopetrol. Es decir, sin el cambio regulatorio, la empresa no habría logrado reponer los 248 mbpe que consumió durante el año.
Estas incertidumbres han generado que BTG Pactual espere una aclaración detallada durante la conferencia telefónica que Ecopetrol realizará con sus inversionistas el próximo 5 de marzo.
Para el exministro Amylkar Acosta, también resultan “poco claros los barriles atribuidos a la materialización de acuerdos contractuales con la ANH”, debido a la falta de información detallada por parte de la compañía.
A pesar de las dudas, la entidad resaltó que el informe de reservas superó sus expectativas, especialmente considerando que el precio del Brent en 2025 (68,64 dólares) disminuyó un 13,9% frente a los 79,69 dólares de 2024.
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