Mar 04, 2026
Los números detrás de las reservas de Ecopetrol
En el 2025 el Grupo Ecopetrol incorporó 300 MBPE en reservas probadas, lo que le permitió un incremento de 2,69 % en sus reservas, al pasar de 1.893 MBPE en el 2024 a 1.944 MBPE en el 2025.
Oscar Ferney Rincón/CEO 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 los activos.
Hablando particularmente de reservas de crudo, al descontar en 2024 y 2025 las incorporaciones de carácter inorgánico —es decir, aquellas derivadas de decisiones externas a la operación directa— como la compra de la participación de Repsol en el campo Akacías en 2024 (32 MBPE) y los acuerdos contractuales con la ANH en 2025 (100 MBPE), se obtiene el siguiente análisis:
Como se observa, en términos absolutos la incorporación orgánica es muy similar de un año a otro. No obstante, al considerar que el precio de referencia utilizado para la certificación de reservas disminuyó 14 % entre ambos periodos, los volúmenes incorporados en 2025 debieron ser mayores para contrarrestar este efecto. En otras palabras, los resultados técnicos, las optimizaciones operativas y la gestión de costos en crudo mostraron un mejor desempeño en 2025.
Adicionalmente, teniendo en cuenta que en crudo nacional hubo un aporte neto de 33 MBPE al incremento de reservas, puede inferirse que los 100 MBPE provenientes de acuerdos contractuales compensaron principalmente la reducción registrada en las reservas de gas nacional y en los activos internacionales, que disminuyeron en 61 MBPE y 21 MBPE,
respectivamente y por lo tanto, más que en crudo, hoy la empresa tiene el reto de revertir *
la tendencia de las reservas de gas y de garantizar una reposición de reservas en Permian y Ecopetrol America que compense los volúmenes de producción que se han tenido.
Reservas provenientes de Extensiones y Descubrimientos
En 2025 se reportaron 16 MBPE, un 678% menos que en 2024, siendo este, junto con las reservas de gas, uno de los aspectos neurálgicos de la compañía.
Ecopetrol también anunció un incremento de 445 MBPE en recursos contingentes, un volumen significativo con potencial de convertirse en reservas. Este crecimiento amplía la
base de oportunidades para futuras incorporaciones, particularmente en 2026. *
Consideraciones finales
- En 2025, el Grupo Ecopetrol incorporó 300 millones de barriles de petróleo equivalente (MBPE) en reservas probadas (1P), alcanzando un total de 1.944 MBPE al cierre del año. El Índice de Reposición de Reservas (IRR) se ubicó en 1,21 y la vida media de reservas en 7,8 años: 8,2 años para crudo y 6,3 años para gas.
- En crudo se registró una incorporación orgánica de 214,3 MBPE, impulsada principalmente por proyectos de recobro mejorado, optimización de curvas base y eficiencias operativas y de costos.
- Las reservas de crudo en el país crecieron 133 MBPE, es decir, Ecopetrol en Colombia incorporó orgánicamente reservas de petróleo por encima de su producción (33 MBPE).
- Los conceptos SEC – Recobro Mejorado y Revisiones aportaron el 61 % de la incorporación total en 2025 (183,4 MBPE) y el 85,3 % de la incorporación orgánica de crudo, consolidándose como los principales ejes de reposición de reservas.
- El Recobro Mejorado es la ventaja competitiva de Ecopetrol. Representa el 55% de las reservas 3P y el 60% de los Recursos Contingentes (RRCC)
- La incorporación de 100 MBPE asociada a acuerdos contractuales con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) representó el 33 % del total incorporado en el año. La disminución de reservas de gas (-61 MBPE) y de los activos en Estados Unidos (-21 MBPE) fue compensada, en términos agregados, por los volúmenes derivados de dichos acuerdos contractuales.
- Para 2026 el reto de Ecopetrol es la incorporación orgánica de reservas 1P, a partir de los pilares que hoy tiene, recobro mejorado y una mayor eficiencia en desarrollo y optimización de campos que permita compensar producción e incrementar las reservas de la empresa, algo que muchos analistas consideran clave para la sostenibilidad y la generación de valor en el mediano y largo plazo.
- En gas, la declinación estructural de los denominados campos mayores plantea la necesidad de que nuevos desarrollos y descubrimientos entren en producción en el corto plazo para equilibrar la tendencia observada.
- Se espera que los proyectos exploratorios iniciados en 2025 y los programados para 2026 conduzcan a nuevas declaratorias de comercialidad que fortalezcan la incorporación de reservas por extensiones y descubrimientos.*
- Con el fin de ampliar el horizonte de reservas del país, es fundamental robustecer la actividad exploratoria, tanto en áreas continentales como costa afuera, con una visión en crudo y gas de largo plazo. Una exploración dinámica y sostenida, aporta a la autosuficiencia energética, la reposición de reservas y la capacidad futura de producción, con implicaciones directas sobre las finanzas públicas y la seguridad energética nacional.
