Por: Carlos A. Leal, presidente Junta Directiva de ACIPET
La soberanía y la autosuficiencia energéticas son conceptos relacionados, pero no son intercambiables. Aquí se explica la diferencia entre ambos términos:
Soberanía Energética:
La soberanía energética se refiere a la capacidad de un país para tomar decisiones autónomas sobre sus políticas y estrategias energéticas. Implica la posibilidad de definir y controlar las fuentes de energía, la producción, distribución y consumo de energía, de manera que esté alineada con los objetivos nacionales, sociales y medioambientales. La soberanía energética se centra no solo en la autosuficiencia, sino también en la capacidad de tomar decisiones independientes y sostenibles en el ámbito energético.
Autosuficiencia Energética:
La autosuficiencia energética, por otro lado, se refiere a la capacidad de un país para producir la cantidad de energía que necesita sin depender en gran medida de importaciones. Esto implica que el país puede generar internamente la mayor parte de la energía que consume, reduciendo así su dependencia de recursos energéticos externos. La autosuficiencia energética se centra en la producción y la capacidad de satisfacer la demanda interna sin recurrir en gran medida a recursos extranjeros.
En resumen, mientras que la autosuficiencia energética se centra en la producción interna de energía para satisfacer la demanda nacional, la soberanía energética va más allá al incluir la capacidad de tomar decisiones independientes y sostenibles en el ámbito energético. Un país puede ser autosuficiente en términos de producción, pero aun así carecer de soberanía si está limitado en su capacidad para determinar sus políticas y decisiones energéticas de manera autónoma.
Apelando a estos dos conceptos, se puede inferir que no existe una disyuntiva aplicable a su definición, pero si pueden evaluarse por separado para visualizar cómo se afectan con las decisiones de política pública del gobierno de turno.
En 2023, Colombia cuenta con una capacidad efectiva neta de generación de 18,777 MW, de acuerdo con un informe de Corficolombiana; el 68,4% corresponde a generación hidráulica, casi el 30% a generación térmica (13,3% con Gas Natural, 7,8% con combustibles líquidos y 9,5% con carbón) y aproximadamente el 1% con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) (eólica, solar, y biomasa). Colombia actualmente tiene autosuficiencia energética, salvo momentos puntuales en que ha tenido que importar gas para alimentar las termoeléctricas de la costa como plan contingente de suministro.
Estos porcentajes tienen variación año a año dependiendo de la demanda, de los fenómenos climáticos y por ende de la disponibilidad de recursos. Se trata entonces de una matriz altamente dependiente de las fuentes hídricas que, siendo renovable, no es inagotable y un período de clima seco extremo como el vivido en los años 90 del siglo pasado pudiera impactar altamente su disponibilidad. De otro lado, con un tercio de esta matriz dependiendo de recursos no renovables como gas, petróleo y carbón, siendo la primera fuente de sustitución de la energía hidráulica en caso de su agotamiento, es indudable que se convierte en un recurso estratégico para garantizar la autosuficiencia energética.
Por su parte las FNCER no son al menos por ahora, ni por un buen tiempo, una alternativa que aporte como fuente sustituta de primer orden, por su dificultad para convertirla en un recurso accesible, confiable y disponible.
Ahora bien, las fuentes hídricas dependen de la madre naturaleza y el clima, y poco puede hacer la intervención humana para garantizar su disponibilidad fuera de medidas de control mediante racionamiento o construcción de represas para su almacenamiento.
En cambio, los recursos fósiles a pesar de ser finitos, si pueden estar disponibles a partir de la intervención humana mediante la exploración y desarrollo de los yacimientos y el uso de tecnologías disponibles para su aprovechamiento. Colombia tiene un muy alto potencial de recursos fósiles en sus numerosas cuencas sedimentarias tanto en el área continental como en costa afuera y existen tecnologías de punta que permiten acceder a estos recursos de una manera rentable, segura y sostenible.
Es decir que, para mantener la autosuficiencia energética en cualquiera de los posibles escenarios de la matriz, sin duda la disponibilidad de los recursos necesarios no depende de decisiones divinas sino de decisiones humanas que los líderes responsables del bienestar y desarrollo de la comunidad que representan deben tomar responsablemente por encima de cualquier consideración política e ideológica.
Y es aquí donde es necesario contemplar el concepto de soberanía, ya que esta se garantiza en cuanto el país, a través de su gobierno, sea capaz de definir y controlar la disponibilidad de las fuentes que permitan la autosuficiencia de manera permanente, sin que sea dependiente de terceros.
Es decir, un país puede tener autosuficiencia energética porque garantiza los recursos para la demanda que tiene, pero puede no tener soberanía si en determinado momento las decisiones para garantizar esta autosuficiencia se ven afectadas por presiones que ejerzan foráneos apelando a compromisos, acuerdos y condicionamientos que limiten el aprovechamiento de sus recursos.
Un caso similar vivió recientemente Alemania, cuando en su afán de modificar su matriz energética a una más limpia decidió eliminar el uso de carbón reemplazándolo por gas natural proveniente de Rusia, con lo cual además de no ser autosuficiente perdió soberanía al depender de un tercero que finalmente intentó utilizar esta ventaja estratégica en favor de sus intereses geopolíticos.
En el caso particular de Colombia, la autosuficiencia podrá mantenerse hasta que las reservas de hidrocarburos se agoten, que de no hacerse algo por incrementarlas, se daría en los próximos siete años. Y ante esta situación quedan dos caminos: O nos enfocamos en desarrollar los recursos fósiles que aún son abundantes como son el gas de los yacimientos costa afuera (offshore), el gas de yacimientos no convencionales, los hidrocarburos de cuencas con potencial exploratorio y los yacimientos de carbón mineral; o decidimos acudir a la importación de los volúmenes faltantes para cubrir las necesidades de la matriz energética. En el primer caso seríamos autosuficientes y soberanos energéticamente, situación ideal de manera estratégica y económicamente. En el segundo caso, perderíamos la autosuficiencia y la soberanía estaría subordinada a con que país o gobierno entremos a negociar el suministro de la fuente insuficiente.
Y en esta segunda indeseada opción, la peor condición que pudiera darse es que el socio estratégico que sea propuesto no sea un dechado de virtudes, brille por sus antecedentes de ineficiencia, falta de seriedad en los negocios, casos de corrupción rampante y dudosa gobernabilidad; es decir además de los problemas que implica dejar de ser autosuficientes, se tendría que hacer un máximo esfuerzo para controlar y asegurar que el socio cumpla sus compromisos, se alcancen las metas y que el negocio resulte en beneficio mutuo, y lo más grave que no se ponga en juego la soberanía energética.
Ante este escenario pues cualquier pensamiento lógico debería conducir a la decisión de evitarse riesgos innecesarios y mejor echar mano de lo que es seguro: acudir a garantizar los recursos energéticos requeridos tomando las fuentes propias del país.
Todo lo anterior bajo el contexto de seguir apoyando una transición energética que sea ajustada al requerimiento y compromiso con el mundo de acuerdo con nuestras posibilidades, privilegiando el desarrollo económico del país, atacando el flagelo de la pobreza y propiciando el bienestar de todos los colombianos. Esto debe hacerse mediante un balance justo que lo haga realizable y sostenible. Cualquier decisión que afecte este balance coloca en riesgo la soberanía energética pues se estaría priorizando acatar los mandatos de terceros sobre los mejores intereses de la nación.
Los números detrás de las reservas de Ecopetrol
Por: Oscar Ferney Rincón, director ejecutivo de ACIPET Que en 2025 el Grupo Ecopetrol incorpore 300 millones de barriles de petróleo equivalente (MBPE) en reservas probadas (1P) constituye un resultado positivo. Esta incorporación permitió un incremento de 2,69 % en las reservas de la compañía, al pasar de 1.893 MBPE en 2024 a 1.944 MBPE en 2025. Con una producción anual total de 248 millones de barriles equivalentes (MBE), el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se ubicó en 1,21; es decir, por cada barril de petróleo equivalente (BPE) producido, se incorporaron 1,21 BPE en reservas. Adicionalmente, la vida media de reservas alcanzó 7,8 años: 8,2 años en crudo y 6,3 años en gas. A continuación, se analizan en detalle estos resultados para ambos segmentos, con base en la información publicada por el Grupo Ecopetrol en sus comunicados de información relevante y reportes trimestrales. Los pilares Según el reporte publicado el 19 de febrero por el Ecopetrol, bajo el criterio SEC – Recobro Mejorado se incorporaron 142,6 MBPE, asociados principalmente a proyectos en campos ubicados en el departamento del Meta, como Castilla, Chichimene y Akacías, entre otros. Adicionalmente, se sumaron 40,8 MBPE por concepto de Revisiones, resultado de una combinación de factores que amplían el límite económico de los campos y/o optimizan las curvas de producción, generando incrementos en el factor de recobro (FR). Entre estos factores se incluyen menores tasas de declinación, optimizaciones de costos y mejores desempeños productivos en proyectos en ejecución. En conjunto, estos dos conceptos representaron el 61,13% del total de reservas incorporadas en 2025. En 2024, los mismos componentes aportaron cerca del 70% de los 244 MBE de reservas 1P adicionadas, consolidándose como ejes centrales dentro de la estrategia de incorporación de reservas. Reservas de Crudo en Colombia De acuerdo con el informe presentado por Ecopetrol, las reservas probadas (1P) de crudo en los campos del país alcanzaron 1.497 MBPE, lo que representa un incremento de 133 MBPE (9,75 %) frente al cierre de 2024. Este resultado obedeció principalmente a aportes asociados a los conceptos SEC – Recobro Mejorado y SEC- Revisiones. Dentro de este último concepto se incluyó acuerdos contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que —según lo reportado por la compañía— representaron 100 MBPE. Al descontar estos 100 MBPE, la incorporación orgánica de crudo sería de 33 MBPE. En consecuencia, orgánicamente no solo se compensaron las reservas producidas en 2025, sino que se generó un incremento neto en el volumen final de reservas. Esto implica que el Índice de Reposición de Reservas (IRR) de crudo en el país fue superior a 1, en un contexto en el que el precio de referencia utilizado para el cálculo de reservas 2025 disminuyó 14 %, al pasar de 80 a 69 USD/Bbl. Reservas de gas en Colombia Las reservas probadas (1P) de gas en el país continúan disminuyendo a una tasa cercana al 18 % anual, lo que indica que el volumen producido no está siendo compensado con nuevas incorporaciones, de hecho, se reportó una desincorporación de 14.7 MBPE. Es decir que en términos netos, el balance fue negativo: más que incorporarse nuevas reservas de gas, se presentó una disminución en el volumen total disponible al cierre del año. Lo anterior ocurre a pesar de que las cifras reportadas de producción de gas en 2025 muestran una disminución de la declinación, que denotan mejores declinaciones, asociado a los campos de Pauto y Floreña en el Casanare y los campos Chuchupa y Ballena en la Guajira. Además, se adelantaron esfuerzos orgánicos mediante campañas de WOs (workovers) en los campos del Valle Medio y los Llanos, así como estimulaciones con la implementación de nuevas tecnologías en pozo (espumas) y actividades de perforación, como el Floreña 16 (que produjo 30 mscfd). Sin embargo, estas acciones no fueron suficientes para mitigar las declinaciones presentadas en otros campos. Para 2026 se ha anunciado que se planea ejecutar la perforación de cuatro pozos de desarrollo en el piedemonte y cuatro pozos exploratorios de manera directa o con socios, incluyendo uno offshore. En cuanto a las reservas del proyecto Sirius, su incorporación solo será posible una vez se obtenga la licencia ambiental y la compañía adopte la Decisión Final de Inversión (FID). Estos hitos son requisitos exigidos por los certificadores de reservas para mover recursos contingentes a reservas probadas. Reservas en el exterior En Estados Unidos, las reservas del grupo —que incluyen las filiales Ecopetrol America, con operaciones en el Golfo de México, y Permian, con activos en la cuenca del Permian — registraron una disminución de 21 MBPE, equivalente al 10 %. En este caso, las incorporaciones no compensaron el nivel de producción del periodo, por lo que el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se ubicó por debajo de 1. Dado que se tienen reservas probadas, es decir que en estos activos hay proyectos y curvas base que son técnicas y económicamente rentables, se espera la divulgación detallada de resultados para evaluar el desempeño por activo y por tipo de fluido. En 2025 no se incorporaron reservas del proyecto Gato Do Mato en Brasil, las cuales se esperarían sean incorporadas en 2026 – 2027. Incorporación inorgánica El Grupo Ecopetrol informó que el 33 % de las reservas probadas (1P) incorporadas en 2025 —equivalentes a 100 MBPE— obedecieron a “…acuerdos contractuales con la ANH”. De este total, “…95,8 MBPE correspondieron a la titulación de regalías de crudo en los campos Activo Castilla, Akacías, Caño Sur Este, Chichimene, Rubiales y Yariguí-Cantagallo, y 4,5 MBPE a derechos económicos en Tello–La Jagua”, según lo reportado por la compañía. La ley que habilita Si bien lo deseable es que la totalidad de las reservas producidas se repongan mediante gestión orgánica del negocio, es preciso mencionar que también forma parte de la responsabilidad empresarial la administración integral de los activos. Esto comprende la gestión contractual con la ANH y con socios estratégicos, así como decisiones de adquisición o desinversión. Todas estas acciones hacen parte de la gestión del portafolio y del manejo permanente de


