La industria de hidrocarburos colombiana atraviesa un momento de contrastes marcados. Durante abril de 2026, el país enfrentó una reducción significativa en la producción de gas natural. Al mismo tiempo, la extracción petrolera mostró señales de desaceleración mensual. Sin embargo, los niveles de crudo aún superan los registrados hace un año.
La producción nacional de petróleo alcanzó 724.910 barriles por día calendario durante abril. Esta cifra representó una disminución de 2,10% respecto a marzo de 2026. En ese mes previo, el país había producido 740.497 barriles diarios. No obstante, la comparación anual ofreció un panorama diferente.
En abril de 2025, la producción se ubicó en 714.229 barriles por día. Por tanto, el incremento anual fue de 1,50%. El resultado mantiene la actividad petrolera por encima de los niveles del año anterior. Aun así, evidencia una desaceleración frente al comportamiento del mes inmediato.
Entre enero y abril, la producción fiscalizada llegó a 736.694 barriles diarios. Durante el mismo período de 2025, el indicador había alcanzado 746.868 barriles por día. Esto equivale a una reducción de 1,36% en términos anuales. Además, el resultado se ubicó por debajo de las proyecciones oficiales.
El Marco Fiscal de Mediano Plazo contemplaba una producción de 757.000 barriles diarios para 2026. Para 2025, la proyección era de 764.000 barriles por día. Las cifras reales quedaron distantes de estas metas. Consecuentemente, las expectativas del gobierno enfrentan ajustes necesarios.
La distribución territorial mostró una concentración pronunciada en Meta. Este departamento aportó 427.435 barriles diarios durante abril. La cifra equivale al 58,96% del total nacional. Por consiguiente, Meta concentra más de la mitad de la producción petrolera del país.
Casanare ocupó el segundo lugar con 99.680 barriles por día. Su participación alcanzó el 13,76% del total. Arauca registró 46.578 barriles diarios. Esto representó el 6,43% de la producción nacional. Así, tres departamentos concentran casi el 80% de la extracción petrolera.
Entre los campos productores, Rubiales encabezó la clasificación con 93.718 barriles diarios. Castilla le siguió con 55.010 barriles por día. Caño Sur Este aportó 49.952 barriles diarios. Castilla Norte produjo 39.729 barriles por día. Finalmente, Chichimene registró 36.967 barriles diarios.
Estos cinco activos concentraron una porción importante de la extracción nacional. Todos ellos se encuentran ubicados en Meta o sus alrededores. De esta manera, la dependencia geográfica de la producción petrolera resulta evidente. Cualquier eventualidad en esta región impactaría significativamente los volúmenes nacionales.
Ecopetrol mantuvo el liderazgo operacional con una producción de 458.058 barriles diarios. Frontera Energy ocupó el segundo lugar con 46.411 barriles por día. GeoPark se ubicó en tercera posición con 41.249 barriles diarios. Las cifras reflejan la diferencia existente entre la principal empresa y el resto.
La brecha entre Ecopetrol y sus competidores resulta considerable. La estatal produce casi diez veces más que el segundo operador. Esta concentración empresarial genera dependencia del desempeño de una sola compañía. Por ende, los resultados de Ecopetrol determinan en gran medida las cifras nacionales.
La evolución mensual del petróleo mostró una tendencia descendente en el segundo trimestre. En enero de 2026, la producción alcanzó 746.444 barriles por día. Durante febrero, el indicador descendió a 734.924 barriles diarios. Marzo registró un repunte hasta 740.497 barriles por día.
Sin embargo, abril volvió a mostrar retroceso hasta 724.910 barriles diarios. Esta trayectoria sugiere dificultades para sostener niveles elevados de producción. Además, plantea interrogantes sobre la capacidad de cumplir las metas anuales. Los próximos meses serán determinantes para evaluar esta tendencia.
El gas natural presentó un comportamiento más preocupante que el petróleo. La producción fiscalizada llegó a 1.006 millones de pies cúbicos por día calendario. Esta cifra representó una caída de 12,60% frente a marzo de 2026. En ese mes, se habían reportado 1.151 millones de pies cúbicos diarios.
La comparación anual mostró un retroceso aún mayor. En abril de 2025, la producción había alcanzado 1.286 millones de pies cúbicos diarios. Por tanto, la reducción fue de 21,77%. Esta caída de dos dígitos genera preocupación sobre el abastecimiento energético nacional.
Los datos acumulados confirmaron la tendencia negativa. Entre enero y abril de 2026, la producción promedió 1.127 millones de pies cúbicos diarios. Durante el mismo período de 2025, el indicador había alcanzado 1.292 millones. La diferencia equivale a una contracción de 12,77%.
Casanare continuó siendo el principal departamento productor de gas. En abril aportó 620 millones de pies cúbicos diarios. Esta cantidad equivale al 61,61% del total nacional. La Guajira ocupó el segundo lugar con 80 millones de pies cúbicos diarios.
Su participación alcanzó el 7,98% del total. Córdoba se ubicó en tercer lugar con 68 millones de pies cúbicos diarios. Esto representó el 6,76% de la producción nacional. Nuevamente, tres departamentos concentran la mayor parte de la producción gasífera.
Entre los campos productores de gas, Pauto Sur lideró con 253 millones de pies cúbicos diarios. Cupiagua aportó 106 millones de pies cúbicos por día. Cupiagua Sur registró 85 millones de pies cúbicos diarios. Chuchupa produjo 57 millones de pies cúbicos por día.
Floreña completó el grupo principal con 55 millones de pies cúbicos diarios. Estos desarrollos concentraron una porción significativa de la oferta nacional. La mayoría se encuentra en Casanare. Así, este departamento resulta estratégico para el suministro de gas del país.
En materia empresarial, Ecopetrol lideró nuevamente con 705 millones de pies cúbicos diarios. Hocol ocupó la segunda posición con 117 millones de pies cúbicos por día. Canacol se ubicó en tercer lugar con 80 millones de pies cúbicos diarios.
La trayectoria mensual confirma una tendencia descendente preocupante. En enero de 2026, la producción fiscalizada alcanzó 1.190 millones de pies cúbicos diarios. Durante febrero, bajó a 1.162 millones de pies cúbicos por día. Marzo registró 1.151 millones de pies cúbicos diarios.
Finalmente, abril descendió hasta 1.006 millones de pies cúbicos por día. Esta caída sostenida durante cuatro meses consecutivos resulta alarmante. Además, plantea desafíos importantes para la seguridad energética nacional. Las autoridades deberán implementar medidas correctivas con urgencia.
La comercialización de gas también registró menores volúmenes. En abril, el gas comercializado alcanzó 694 millones de pies cúbicos diarios. Esta cifra fue inferior en 0,86% a los 700 millones reportados en marzo. Frente a abril de 2025, la disminución fue más pronunciada.
En ese mes del año anterior se contabilizaron 809 millones de pies cúbicos diarios. Por tanto, la reducción anual fue de 14,22%. En el acumulado de enero a abril, el promedio comercializado se situó en 693 millones. Durante el mismo período de 2025 había llegado a 819 millones.
Esto representó una reducción de 15,38% en términos anuales. La medición energética mostró un comportamiento similar. El volumen comercializado alcanzó 895.469 millones de unidades térmicas británicas. Hubo una reducción de 0,10% frente a marzo.
En comparación con abril del año pasado, la caída fue de 7,82%. En ese mes se habían registrado 971.418 millones de unidades térmicas británicas. Entre enero y abril de 2026, el promedio comercializado se ubicó en 882.362 millones de unidades.
Un año antes, el indicador había alcanzado 969.102 millones de unidades térmicas británicas. Esto representó una disminución de 8,95%. La composición del suministro evidenció además una participación creciente del gas importado. Esta tendencia resulta significativa para la autonomía energética del país.
Durante abril, el 74,68% del abastecimiento provino de producción nacional. Esta porción equivale a 668.734 millones de unidades térmicas británicas. El restante 25,32% correspondió a gas importado. Esta fracción alcanzó 226.735 millones de unidades térmicas británicas.
La creciente dependencia de importaciones genera vulnerabilidad ante fluctuaciones internacionales. Además, incrementa los costos de suministro para consumidores finales. Por consiguiente, resulta urgente revertir la caída en la producción nacional. De lo contrario, la dependencia externa continuará aumentando.
Por tipo de transporte y entrega, el suministro se concentró principalmente en gasoductos. El 91,26% del total se movilizó mediante esta infraestructura. Esto equivale a 817.202 millones de unidades térmicas británicas. Los gasoductos de conexión representaron el 2,58% del total.
Esta modalidad transportó 23.140 millones de unidades térmicas británicas. Los gasoductos dedicados participaron con 1,72%. Su aporte fue de 15.419 millones de unidades térmicas británicas. El gas natural comprimido aportó el 4,43% restante. Este sistema movilizó 39.709 millones de unidades térmicas británicas.
La información consolidada proviene de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos. ACIPET procesó datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. También incluyó información de la Bolsa Mercantil de Colombia. Estos registros reflejan cambios en el suministro energético del país.
Además, evidencian modificaciones en la participación regional de la producción. Asimismo, muestran variaciones en la composición de la oferta disponible. Todos estos elementos configuran un panorama complejo para el sector energético. Las autoridades enfrentan el desafío de revertir estas tendencias negativas.
La caída en la producción de gas resulta particularmente preocupante. Colombia depende cada vez más de importaciones para satisfacer su demanda. Esta situación compromete la seguridad energética nacional. Además, incrementa la exposición a volatilidad de precios internacionales.
El sector petrolero, aunque con mejor desempeño relativo, tampoco cumple las metas oficiales. Las proyecciones del Marco Fiscal de Mediano Plazo quedan distantes de la realidad. Esto genera incertidumbre sobre los ingresos fiscales esperados. También plantea interrogantes sobre la sostenibilidad de los planes gubernamentales.
La concentración geográfica de la producción representa otro factor de riesgo. Meta concentra casi el 60% de la extracción petrolera. Casanare domina la producción de gas con más del 60%. Cualquier problema en estas regiones afectaría gravemente los volúmenes nacionales.
La concentración empresarial añade otra capa de vulnerabilidad. Ecopetrol domina tanto la producción de petróleo como de gas. Su desempeño determina en gran medida los resultados nacionales. Esta dependencia de una sola empresa incrementa los riesgos sistémicos.
Los próximos meses serán determinantes para evaluar la sostenibilidad de estas tendencias. Las autoridades deberán implementar estrategias para reactivar la producción. También necesitarán diversificar las fuentes de suministro energético. Adicionalmente, resultará crucial promover la exploración de nuevas reservas.
La industria de hidrocarburos enfrenta desafíos importantes en múltiples frentes. La caída en la producción de gas requiere atención urgente. El estancamiento petrolero también demanda medidas correctivas. La creciente dependencia de importaciones debe revertirse.
