Guyana pasó de no producir petróleo antes de 2019 a convertirse en el tercer productor de crudo de Suramérica. Colombia, en contraste, enfrenta una trayectoria descendente que podría llevarla a 717.000 barriles diarios en 2027.
El petróleo cambia el mapa en Suramérica: Guyana acelera y Colombia pierde terreno. Durante los últimos 4 años Colombia no firmó nuevos contratos de exploración petrolera porque según el expresidente Petro, era necesario descarbonizar la economía, y para él, el camino era reemplazar esos recursos con ingresos del agro y el turismo.
El mapa petrolero de Suramérica está cambiando. Guyana pasó de no producir crudo antes de 2019 a promediar 777.000 barriles diarios en 2025, mientras Colombia cerró ese año con una producción promedio de 746.000 barriles diarios.
El cambio marca dos trayectorias opuestas. Guyana continúa aumentando su producción gracias a los descubrimientos en el bloque Stabroek y a la entrada en operación de nuevos desarrollos, mientras Colombia enfrenta una menor inversión, una reducción de la actividad de perforación y la declinación natural de campos maduros.
El análisis de ANIF señala que Guyana ya superó a Colombia y la brecha seguirá ampliándose. Las proyecciones citadas por la entidad muestran que esta diferencia podría aumentar de manera significativa durante los próximos años.
Durante los últimos 4 años Colombia no firmó nuevos contratos de exploración petrolera porque según el expresidente Petro, era necesario descarbonizar la economía, y para él, el camino era reemplazar esos recursos con ingresos del agro y el turismo.
Para 2027, la producción de Guyana alcanzaría 1,06 millones de barriles diarios, según las proyecciones de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). Colombia, por su parte, se ubicaría alrededor de 717.000 barriles diarios, de acuerdo con las proyecciones del Marco Fiscal de Mediano Plazo 2026 que presentó la administración anterior.
Sin embargo, el cambio de administración ha reactivado el interés de grandes jugadores por la industria petrolera colombiana.
Revive el interés
El interés de Petrobras en Colombia pone el foco sobre el potencial de los hidrocarburos costa afuera. La petrolera brasileña anunció el 3 de agosto un nuevo descubrimiento de gas en un pozo exploratorio en aguas profundas del país, donde opera un consorcio en el que tiene una participación de 44,4% junto con Ecopetrol.
El hallazgo se suma a otros dos descubrimientos realizados por la alianza entre ambas compañías en los activos offshore de Colombia.
La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, afirmó que estos descubrimientos tienen capacidad para satisfacer íntegramente la demanda de gas del mercado colombiano durante más de 10 años.
La compañía brasileña también ve la posibilidad de que estos recursos tengan un alcance mayor al mercado doméstico. Chambriard señaló que la expectativa es operar estos activos y suministrar el 100% del gas que Colombia necesita, y tal vez incluso exportarlo.
El proyecto todavía debe avanzar en el proceso de autorización ambiental. Petrobras señaló que actualmente se realizan consultas públicas como parte de ese trámite, antes de que pueda avanzar la operación de estos activos.
Contraste en la producción
El contraste entre ambos desarrollos muestra que, al mismo tiempo que la producción petrolera pierde terreno frente a Guyana, el país mantiene activos costa afuera con potencial para incrementar la oferta de gas, de acuerdo con los descubrimientos reportados por la petrolera brasileña.
El ascenso de Guyana comenzó con el descubrimiento realizado en 2015 por ExxonMobil en el bloque marino Stabroek.
Desde entonces, el país ha incorporado nuevos desarrollos y ha elevado rápidamente su producción.
En 2025, Guyana produjo en promedio cerca de 777.000 barriles diarios y se consolidó como el tercer productor de crudo de Suramérica. El análisis señala que la capacidad de producción podría alcanzar 1.700.000 de barriles diarios hacia 2030.
El crecimiento guyanés está sustentado en nuevos descubrimientos, una rápida puesta en operación de los campos y costos de extracción particularmente competitivos.
Esa combinación permitió que el país pasara en pocos años de no tener producción petrolera a superar a Colombia.
La situación colombiana es diferente. La producción viene cayendo desde 2023 y cerró 2025 en 746.000 barriles diarios.
ANIF identifica entre los factores detrás de esta trayectoria la caída de la inversión en exploración y producción y la reducción de la actividad de perforación.
El número de taladros activos pasó de 149 a 93 entre 2022 y 2026. A esto se suma la ausencia de nuevos contratos de hidrocarburos desde 2022, la declinación natural de los campos maduros, la concentración de la producción en Ecopetrol y las afectaciones operativas por atentados y bloqueos.
ANIF resume parte de este escenario al señalar que la inversión en exploración y producción ha caído en los últimos años y la actividad de perforación se contrajo con fuerza.
La perspectiva para Colombia también está condicionada por sus reservas y por el comportamiento de la exploración.
De acuerdo con el análisis, la producción se desaceleraría hasta unos 717.000 barriles diarios en 2027, como reflejo del agotamiento de la base de reservas y de la debilidad exploratoria.
Guyana, mientras tanto, se prepara para incrementar todavía más su producción. La EIA proyecta que llegue a 1,06 millones de barriles diarios en 2027, impulsada por la entrada en operación de desarrollos como Uaru y Whiptail.
El resultado es una brecha creciente entre ambos productores. En cuestión de dos años, según las proyecciones, Guyana pasaría a producir más de 300.000 barriles diarios por encima de Colombia.
El auge petrolero guyanés también plantea un desafío. La concentración de recursos provenientes de un solo sector puede generar riesgos para el resto de la economía, entre ellos la llamada enfermedad holandesa.
Este fenómeno ocurre cuando un boom exportador de recursos naturales puede apreciar el tipo de cambio real y encarecer otros sectores transables, como la agricultura y la manufactura, desplazando actividad hacia el sector petrolero.
El Fondo Monetario Internacional señala, según el análisis, que Guyana todavía no presenta síntomas claros de enfermedad holandesa, aunque advierte que el riesgo es elevado.
También se han observado presiones inflacionarias y existe la posibilidad de una pérdida de competitividad de los sectores no petroleros.
Los dos países enfrentan así desafíos distintos. Colombia necesita reactivar la exploración y reponer sus reservas para contener el declive de su producción, mientras Guyana debe administrar los recursos derivados de una bonanza petrolera de gran magnitud.
El análisis concluye que las experiencias de ambos países muestran la importancia de diversificar las economías y administrar adecuadamente los ingresos provenientes del petróleo.
Ambos casos muestran la importancia de diversificar y administrar adecuadamente los ingresos petroleros, señala ANIF.
Colombia apostará por fracking
Abelardo De la Espriella ha defendido abiertamente el fracking en Colombia como parte de su estrategia para recuperar la producción de petróleo y gas.
Durante la campaña sostuvo que la técnica debe desarrollarse bajo una regulación ambiental estricta.
El presidente ha insistido en que no permitirá fracking en páramos ni en zonas ambientalmente protegidas. También ha dicho que su Gobierno no desconocerá las normas ambientales ni las decisiones judiciales relacionadas con estas áreas.
De la Espriella sostiene que el fracking puede realizarse de manera responsable. Un fracking responsable no afecta en ninguna circunstancia el medio ambiente, afirmó en junio en entrevista con Caracol Radio.
Su argumento es que la técnica, realizada con tecnología adecuada y bajo controles, puede reducir los riesgos ambientales.
Para el mandatario, recuperar la producción de hidrocarburos es además necesario para fortalecer las finanzas de Colombia y Ecopetrol.
En su plan de gobierno, De la Espriella planteó recuperar la exploración y producción de petróleo y gas mediante mayor seguridad jurídica y criterios técnicos.
La propuesta busca revertir el deterioro de la inversión y de las reservas de hidrocarburos.
Ecopetrol ocupa un lugar central en esa estrategia. De la Espriella ha dicho que quiere sacar a los politiqueros de la empresa y devolverle un gobierno corporativo basado en criterios técnicos.
Durante la campaña, además, fue especialmente crítico con Ricardo Roa, a quien responsabilizó de los problemas financieros y de gestión de la petrolera. A un ladrón como Roa no lo quiero en Ecopetrol, dijo en junio.
El cambio en la dirección de Ecopetrol comenzó incluso antes de su posesión. El 24 de julio, De la Espriella anunció a Jorge Mario Velásquez, expresidente de Grupo Argos, como nuevo integrante de la Junta Directiva de la petrolera.
Ya como presidente, De la Espriella volvió a plantear la recuperación del sector de petróleo y gas.
En su discurso de posesión prometió revitalizar la industria y mencionó expresamente el desarrollo de un fracking sostenible.
La apuesta supone un cambio frente a la política energética del Gobierno anterior, que frenó la expansión de los hidrocarburos y se opuso al desarrollo del fracking.
El nuevo Gobierno busca, por el contrario, utilizar petróleo y gas como motores de inversión, producción y generación de ingresos fiscales.
El caso argentino
La experiencia argentina con el fracking tiene como principal referencia a Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina.
El desarrollo de estos yacimientos comenzó a tomar fuerza a partir de la década de 2010, con la combinación de perforación horizontal y fracturación hidráulica.
Desde entonces, la formación se convirtió en el principal motor del crecimiento de la producción de hidrocarburos del país.
Argentina convirtió a Vaca Muerta en el principal ejemplo latinoamericano del desarrollo del fracking. La producción de hidrocarburos no convencionales ha llevado al país a niveles récord: en mayo de 2026 produjo unos 903.700 barriles de petróleo diarios, con Vaca Muerta aportando cerca del 70% del total.
El impacto también se refleja en las exportaciones. Vaca Muerta ayudó a que Argentina alcanzara en 2025 un récord de US$11.100 millones en exportaciones de energía, mientras el Gobierno busca ampliar la infraestructura para convertir el aumento de la producción en mayores ventas externas.
El caso también muestra los límites del modelo. El crecimiento de Vaca Muerta ha generado inversiones, empleos altamente remunerados y más divisas, pero sus beneficios están concentrados principalmente en la industria energética y en la provincia de Neuquén.
Además, el desarrollo depende de mantener inversiones elevadas, precios internacionales favorables y nuevas obras de infraestructura para transportar y exportar el petróleo y el gas.
Daniel Guerrero – Bloomberg