“Colombia debería aspirar a superar el millón de barriles diarios de crudo”

En medio de los desafíos que enfrenta Colombia para recuperar sus reservas de hidrocarburos, atraer inversión extranjera y reducir la dependencia del gas importado, el sector petrolero vuelve a poner sobre la mesa la necesidad de impulsar nuevos proyectos de exploración y producción.

Nelson Baldeón, empresario y consultor en geopolítica energética y recursos estratégicos con sede en Houston, considera que el país debería fijarse como meta recuperar y superar el millón de barriles diarios de petróleo. Además, el experto explicó qué condiciones se necesitan para atraer nuevamente a las grandes petroleras internacionales y por qué Colombia podría comenzar a reducir su dependencia del gas importado.

¿Qué nivel de producción petrolera debería buscar Colombia?

Colombia debería aspirar a recuperar y superar el millón de barriles diarios mediante un programa de inversión verificable. Esa escala tiene precedente: la ANH registró 1,02 millones de barriles diarios en abril de 2015. Recuperarla hoy exige reponer reservas, compensar la declinación y ejecutar nuevos desarrollos; el antecedente demuestra capacidad histórica, no garantiza un retorno automático. Como etapa intermedia, propondría evaluar una trayectoria de 800.000-900.000 barriles diarios a mediano plazo, frente a los 734.924 reportados por la ANH para febrero de 2026. Son aspiraciones de política industrial que requieren proyectos y cronogramas.

¿Qué señales debería enviar el Gobierno para recuperar la confianza de los inversionistas?

Colombia debe convocar a las grandes compañías petroleras internacionales, como Chevron, ExxonMobil, Shell, Eni, Equinor y Petronas, junto con independientes como NSE y operadores regionales como GeoPark, alrededor de un portafolio concreto de oportunidades. La reserva de 19,9 millones de hectáreas adicionales, reportada el 6 de octubre, es un primer paso: la Resolución 0614 de la ANH comprende áreas en 12 cuencas para estudiar su eventual oferta, todavía sin adjudicación ni producción. Ahora organizaría presentaciones técnicas con información del subsuelo, términos económicos comparables, infraestructura disponible y un calendario público de contratación.

¿Cuáles son los principales obstáculos para que las petroleras inviertan más en el país?

Los obstáculos se acumulan. La incertidumbre contractual o fiscal eleva el retorno que exige el inversionista; los plazos imprevisibles retrasan los ingresos; la inseguridad y los bloqueos afectan la continuidad; y las limitaciones de transporte o procesamiento reducen lo que finalmente puede venderse. Su importancia relativa depende del proyecto. En un campo maduro puede dominar la rentabilidad incremental; en aguas profundas, la maduración técnica y la infraestructura; en no convencionales, la combinación de reglas, evidencia local y legitimidad territorial. Una demora cambia el valor financiero aunque el recurso siga bajo tierra.

Por eso propondría evaluar el recorrido completo del proyecto, desde acceso al área hasta venta del hidrocarburo, e identificar dónde se pierde tiempo y valor. Una mejora tributaria aislada puede ser insuficiente si el activo no tiene salida al mercado; una licencia más rápida puede no atraer capital si después cambian las reglas económicas. La evaluación ambiental necesita equipos y datos para resolver expedientes con rigor y previsibilidad. Mi recomendación es coordinar decisiones institucionales, transparentar los requisitos y medir tiempos reales, manteniendo controles ambientales y seguridad operativa. Ese enfoque permite reducir costos sin trasladar riesgos indebidos a las comunidades.

¿Cuánto tiempo podría tomar reducir la dependencia de importaciones?

Puede empezar a reducirse en uno a tres años si proyectos existentes y descubrimientos próximos a infraestructura aportan volúmenes adicionales; no confundiría esa mejora con recuperar completamente la autosuficiencia. Es un rango analítico condicionado al inventario de proyectos y a su ejecución, no una promesa de abastecimiento. La entrada de fuentes de mayor escala requerirá más tiempo. Sirius, por ejemplo, tiene como referencia empresarial el cuarto trimestre de 2030.

Mientras tanto, la declinación de campos existentes y el comportamiento de la demanda pueden absorber parte de la nueva oferta. La pregunta decisiva es cuánto gas nacional neto se agrega después de restar la declinación y las restricciones operativas. Para medirlo, exigiría metas anuales de producción comercializada, capacidad de transporte y suministro firme, con escenarios de sequía. También incorporaría eficiencia en industrias y edificios, porque reducir consumo improductivo ayuda sin restringir actividad económica.

¿Cómo evalúa el panorama actual de Colombia para atraer inversión petrolera frente a países como Argentina, Brasil, Ecuador y Guyana?

Colombia conserva ventajas que un inversionista reconoce: experiencia operativa, talento técnico, cuencas productoras e infraestructura instalada. Sin embargo, compite con proyectos que ya ofrecen una trayectoria de crecimiento visible. Argentina desarrolla Vaca Muerta; Brasil tiene una industria de aguas profundas consolidada; y ExxonMobil informó que el arranque de Yellowtail elevó la capacidad instalada de Guyana por encima de 900.000 barriles diarios. Ecuador también tiene oportunidades, aunque debe resolver sus propios riesgos institucionales y operativos. La comparación relevante es el retorno ajustado por riesgo y el tiempo necesario para recuperar el capital, no solamente el tamaño del recurso geológico.

La prima geopolítica de Medio Oriente combina riesgo de interrupción con costos de transporte y seguros. Reuters documentó nuevos ataques hutíes contra Arabia Saudita en octubre; su columna del 5 de octubre, actualizada el 6, reportó tarifas VLCC Medio Oriente–Asia superiores a US$1,2 millones diarios, citando a Poten & Partners. Es una referencia de ruta y fecha, no una tarifa universal ni un cargo exclusivamente por día de carga. América gana atractivo como fuente alternativa, aunque la escasez de buques también encarece sus exportaciones: la ventaja debe medirse por costo entregado y confiabilidad. Venezuela muestra capacidad de recuperación, pero Reuters situó su producción alrededor de 1,25 millones de barriles diarios el 8 de octubre; alcanzar 1,8 millones sigue siendo un escenario condicionado. Colombia puede capturar parte de esa demanda si convierte su potencial en oferta financiable y contratos de suministro creíbles.

¿Qué lectura hace de la apuesta de GeoPark por expandirse en América Latina? ¿Qué tendría que cambiar en Colombia para que compañías como esta destinen más capital a proyectos locales?

La expansión de GeoPark muestra cómo una empresa regional asigna capital entre distintas fuentes de crecimiento. En mayo presentó un proyecto de más de US$1.000 millones para desarrollar dos bloques de Vaca Muerta, con la aspiración de aumentar la producción a 20.000 barriles diarios en tres años. En septiembre anunció su entrada estratégica a Bare, en Venezuela, y proyectó que esa incorporación, junto con Argentina, podría llevar su producción a 75.000-85.000 barriles equivalentes diarios en 2030. Son objetivos corporativos sujetos a ejecución. Mi lectura es que Felipe Bayón está combinando activos existentes, escala y opciones de crecimiento; Colombia debe competir dentro de ese portafolio.

Para recibir más capital, Colombia debe ofrecer continuidad contractual, plazos previsibles y condiciones económicas que remuneren el riesgo. Favorecería contratos de participación en la producción, adaptados a cada cuenca: capital privado que financie y asuma el riesgo exploratorio, y una participación estatal que permita invertir y desarrollar el recurso. Evaluaría la carga conjunta de regalías, impuestos y derechos económicos a distintos precios. Los contratos E&P colombianos ya contemplan derechos de participación para la ANH; eso no los convierte automáticamente en los contratos de producción compartida utilizados en otras jurisdicciones. Si se adopta ese modelo, deben definirse expresamente recuperación y auditoría de costos, reparto de producción y obligaciones de abandono. La competitividad depende del flujo de caja y de reglas ejecutables, no del nombre del contrato.

¿Qué tan competitivo podría ser Colombia en recursos no convencionales frente a Vaca Muerta, en Argentina? ¿Qué ventajas y desventajas encuentra?

Colombia tiene potencial para construir una industria no convencional competitiva, pero todavía necesita demostrar su productividad comercial a escala. La evaluación EIA/ARI de 2013 estimó 6.800 millones de barriles de petróleo y 54,7 billones de pies cúbicos de gas técnicamente recuperables y no probados para el país. Son estimaciones antiguas de recursos, no reservas certificadas ni un inventario disponible para vender. Sirven para justificar investigación y perforación de evaluación. La formación La Luna merece atención, pero la comparación con Vaca Muerta debe hacerse mediante producción por pozo, recuperación final estimada, costos completos y desempeño de campañas repetidas.

Colombia puede aprovechar infraestructura petrolera, personal especializado y cercanía de ciertos prospectos a mercados industriales para construir una industria no convencional. La prioridad es identificar las zonas de mayor productividad y organizar campañas continuas que reduzcan el costo por pozo y por barril recuperado. La complejidad tectónica, la heterogeneidad del subsuelo y la gestión del agua requieren diseños propios; copiar una receta de Vaca Muerta sería menos útil que importar su disciplina industrial. Favorecería alianzas con operadores experimentados, transferencia de tecnología y formación de proveedores colombianos. La competencia se gana midiendo recuperación, tiempos de perforación, costo de entrega y desempeño ambiental. Una vez demostrada la productividad comercial, la estandarización puede convertir una oportunidad geológica en una plataforma de inversión sostenida.

Si Colombia habilitara nuevos proyectos de exploración y producción, ¿de cuánto podría ser la inversión que atraería en los próximos cinco o diez años?

Hay espacio para atraer miles de millones de dólares, pero no considero serio dar una cifra nacional sin identificar proyectos, fases y decisiones de inversión. Como escenario de trabajo, si Colombia consiguiera movilizar y sostener entre US$1.000 millones y US$2.000 millones adicionales por año en exploración y desarrollo, acumularía US$5.000-10.000 millones en cinco años y US$10.000-20.000 millones en diez. Es una ilustración aritmética del esfuerzo incremental, no un pronóstico ni capital ya comprometido. El monto real dependería del precio, la productividad de los pozos, la estabilidad fiscal y la velocidad de ejecución.

Construiría ese portafolio desde los proyectos: recobro mejorado en campos existentes, descubrimientos convencionales, gas costa afuera y evaluación de no convencionales. La inversión exploratoria ya contrata servicios, mueve proveedores y genera empleo; los ingresos por regalías se materializan cuando comienza la producción, y los impuestos dependen de la base gravable aplicable. Esa distinción permite defender la inversión sin prometer recaudación antes de tiempo. GeoPark ofrece una referencia de escala con su proyecto de más de US$1.000 millones en Vaca Muerta. Colombia debe presentar oportunidades igualmente financiables, con contratos, programas de trabajo e infraestructura definidos. El capital está disponible para proyectos competitivos; la tarea del país es reducir incertidumbre, acortar tiempos improductivos y convertir decisiones de inversión en actividad económica real.

¿Considera que Colombia necesita reabrir la discusión sobre el fracking para garantizar su seguridad energética?

Sí. Colombia debe iniciar desde ahora una ruta técnica y jurídica para evaluar y desarrollar sus recursos no convencionales. La ANH reportó al cierre de 2025 reservas probadas de gas de 1.717 gigapies cúbicos y una relación reservas/producción de 5,9 años. La República destacó una caída de 16,8% en el volumen frente a 2024; la relación se mantuvo porque también cayó la producción. Ese indicador no es una fecha fija de agotamiento, pero sí exige ampliar las opciones de suministro. Mi posición es favorable al fracking donde la productividad y las condiciones del territorio permitan una operación responsable y competitiva. El debate debe concentrarse en datos del subsuelo, costos, agua, emisiones y resultados observables. Colombia necesita producir evidencia y preparar proyectos, además de discutirlos.

Lo haría con tecnología probada, operadores solventes y supervisión independiente. Exigiría diseños de revestimiento y cementación que protejan acuíferos, pruebas de integridad, circuitos controlados para fluidos y residuos, reutilización del agua cuando sea viable y detección y reparación de fugas de metano. El monitoreo sísmico debe incluir umbrales para ajustar o suspender operaciones, especialmente en la disposición de aguas producidas. La EPA ha documentado circunstancias en las que el manejo deficiente puede afectar el agua potable; la respuesta es diseñar controles verificables para esos riesgos. La mejor tecnología mitiga riesgos, pero requiere mantenimiento y cumplimiento. Publicaría líneas base y resultados para que comunidades y autoridades puedan contrastarlos. Esa exigencia fortalece el desarrollo: mejora la confianza, reduce contingencias y protege el capital invertido.

¿En cuánto tiempo podrían empezar a producir los recursos no convencionales si se autorizaran proyectos bajo condiciones técnicas, ambientales y regulatorias adecuadas?

Si se autorizaran proyectos con condiciones jurídicas claras y áreas técnicamente maduras, consideraría razonable evaluar un horizonte de dos a cuatro años para primeras producciones de evaluación o desarrollos iniciales. Una contribución comercial sostenida y relevante al balance nacional podría requerir cinco a siete años, o más si hay dificultades geológicas, sociales o de infraestructura. Estos son rangos orientativos de planeación que propongo, no cronogramas oficiales. Incluyen estudios ambientales, permisos, preparación de locaciones, contratación, perforación, completamiento y pruebas de producción; autorizar la técnica no elimina esas etapas.

Colombia debe empezar ya las tareas que sí puede ejecutar: ordenar información, preparar la regulación aplicable, definir áreas de evaluación y coordinar permisos e infraestructura. La urgencia consiste en evitar años de inacción, conservando la secuencia técnica necesaria. El primer flujo de un pozo debe convertirse después en suministro firme mediante tratamiento, compresión, ductos y contratos de venta. Además, el shale exige campañas continuas para compensar la declinación de sus pozos. Por eso organizaría un programa por etapas, con decisiones de inversión apoyadas en resultados y proveedores preparados para escalar. La inversión comienza a movilizar servicios y empleo antes de la producción; el aporte sostenido de energía y regalías llega al desarrollar y operar los activos. Empezar pronto permite aprender pronto y ejecutar mejor.

¿Qué enseñanzas deja la experiencia de Estados Unidos con el desarrollo del shale oil y shale gas? ¿Cuáles serían aplicables a Colombia y cuáles no?

El shale fue decisivo para convertir a Estados Unidos en el mayor productor de crudo del mundo. La combinación de perforación horizontal, fracturamiento por etapas y aprendizaje continuo transformó su capacidad energética y movilizó inversiones multimillonarias. La EIA registra que el tight oil de los 48 estados contiguos pasó de 0,8 millones de barriles diarios en 2010 a 8,9 millones en 2024. Para el conjunto de Estados Unidos, informó una producción media de crudo de 13,7 millones de barriles diarios en el primer semestre de 2026. Colombia puede aplicar la misma disciplina: campañas repetibles, diseños ajustados al yacimiento, infraestructura anticipada según resultados y proveedores que reduzcan tiempos y costos. La oportunidad combina producción, actividad industrial y una menor exposición a interrupciones externas; exige capital privado y reglas previsibles.

Ecopetrol ya cuenta con una plataforma de aprendizaje en el Permian. En sus resultados de 2025 informó un plan acordado con Oxy de 39 pozos de desarrollo en Midland, entre julio de 2026 y julio de 2027, con inversión estimada de US$235 millones. Mantendría y optimizaría esa participación mientras ofrezca retornos competitivos, utilizando su experiencia en perforación, completamiento y gestión de datos para evaluar La Luna. Lo que no trasladaría automáticamente son la productividad por pozo, los costos ni las condiciones geológicas estadounidenses. Colombia debe demostrar sus propias curvas de producción y recuperación comercial antes de certificar nuevas reservas. La enseñanza es construir una industria eficiente, con tecnología y disciplina financiera. Conservar un activo internacional rentable puede ayudar a fortalecer la capacidad nacional, especialmente si el aprendizaje se convierte en proyectos y proveedores colombianos.

¿Es posible aumentar la producción de hidrocarburos y avanzar simultáneamente en la transición energética? ¿Cómo se logra ese equilibrio?

Sí. Lo planteo como adición energética: aumentar la oferta confiable mientras incorporamos nuevas fuentes y reducimos emisiones. Amin Nasser, CEO de Aramco, sostuvo en Energy Asia 2025 que las nuevas fuentes se añaden a la mezcla y que mejorar las convencionales sigue siendo necesario. Es una lectura industrial que comparto, sin convertirla en una afirmación de que todo cambio energético haya terminado. La AIE prevé un crecimiento medio de la demanda eléctrica mundial de 3,6% anual entre 2026 y 2030, atendido por renovables, gas y nuclear. Para Colombia, el gas puede respaldar la generación variable y la hidroelectricidad durante sequías, mientras el petróleo sostiene usos de transporte, industria y petroquímica. La prioridad es ampliar energía competitiva y firme, con menores emisiones por unidad producida y utilizada.

Hay soluciones concretas para aprovechar mejor los activos. Ecopetrol inauguró en 2021 una planta en Chichimene con capacidad de 9,2 MW, que aprovecha gas antes enviado a la tea para generar electricidad de autoconsumo. Eso convierte un flujo subutilizado en energía útil, aunque su combustión sigue emitiendo CO₂. También puede recuperarse calor de aguas coproducidas mediante sistemas geotérmicos de ciclo binario, cuando temperatura, caudal, química del agua y costos lo permitan. El calor procede del subsuelo; el fracking no lo genera ni garantiza su aprovechamiento comercial. Reducir emisiones exige gestionar CO₂ y metano, mejorar eficiencia y evaluar captura y almacenamiento donde sean viables, además de proteger agua y suelo. La estrategia consiste en producir más valor con los recursos existentes y financiar nuevas fuentes con proyectos rentables.

Colombia ha recurrido a importaciones de gas para atender parte de su demanda. ¿Qué riesgos económicos y geopolíticos implica depender cada vez más del suministro externo?

El gas importado puede ser un respaldo necesario, pero una dependencia creciente introduce exposición a precios internacionales y al tipo de cambio. Al costo de la molécula se agregan licuefacción, transporte marítimo, regasificación y entrega al consumidor. La prima geopolítica puede aumentar también fletes y seguros. Las amenazas recientes a la navegación en Ormuz muestran que el riesgo logístico sigue siendo relevante aun cuando existan proveedores disponibles. Contratar gas estadounidense diversifica el origen, pero los cargamentos compiten en un mercado internacional y siguen expuestos a contingencias de transporte y disponibilidad.

En Colombia esa exposición puede trasladarse a generación térmica, costos industriales y tarifas, aunque el efecto concreto depende de los contratos y de la regulación. En periodos de baja hidrología, el sistema eléctrico puede necesitar más gas precisamente cuando su precio externo aumenta. Recomiendo conservar capacidad de importación como seguro, diversificar proveedores y combinar contratos de distintos plazos con producción nacional. La autosuficiencia debe medirse por entrega confiable y competitiva, no por aislamiento comercial. La mayor vulnerabilidad aparece cuando una sola infraestructura, un solo proveedor o un solo combustible concentra demasiado riesgo.

¿Qué debería priorizar Colombia para recuperar su autosuficiencia gasífera: exploración costa afuera, desarrollo de campos existentes o recursos no convencionales?

Priorizaría un portafolio según la rapidez y firmeza con que cada proyecto puede entregar gas. En el corto plazo, evaluaría intervenciones en campos existentes, compresión, optimización de instalaciones y conexiones de descubrimientos próximos a infraestructura. En paralelo, protegería la ejecución del gas costa afuera. Ecopetrol presenta Sirius con aproximadamente 6 billones de pies cúbicos de gas en sitio y proyecta primera producción para el cuarto trimestre de 2030, sujeta a licenciamiento y ejecución. El gas en sitio no equivale a reservas probadas ni a disponibilidad inmediata, pero confirma la importancia de completar su desarrollo.

Los recursos no convencionales deben evaluarse desde ahora para ampliar las opciones futuras. Dar prioridad al corto plazo no justifica abandonar las fuentes que pueden sostener la siguiente década. Compararía cada alternativa por costo de entrega, probabilidad de ejecución, volumen firme y necesidades de transporte. Un proyecto puede producir gas en la costa y no resolver a tiempo una restricción en el interior si falta capacidad de conducción. Colombia necesita coordinar ANH, autoridades ambientales, productores y transportadores alrededor de un balance de abastecimiento actualizado. Esa coordinación reduce duplicaciones y permite asignar capital a los cuellos de botella que realmente importan.

¿Qué tanto podría aportar un aumento de la producción petrolera al crecimiento económico, las exportaciones y las finanzas públicas de Colombia?

Una mayor producción aporta divisas, actividad regional y recaudación. Para dimensionarlo, 100.000 barriles diarios adicionales vendidos a US$60-80 por barril equivalen a US$2.190-2.920 millones anuales de ventas brutas, suponiendo producción sostenida durante 365 días. Deben descontarse costos, transporte y diferencias de calidad; esas ventas no equivalen al ingreso del Estado ni al aumento del PIB. El aporte fiscal llega por regalías, derechos contractuales, impuestos y, donde corresponda, dividendos, cada uno con su base de cálculo. El historial confirma su escala: la ANH reportó recaudos de regalías por 29,6 billones de pesos entre agosto de 2022 y diciembre de 2025. Colombia puede ampliar ese aporte si añade producción rentable, sin depender exclusivamente de un precio internacional favorable.

El aporte económico aumenta cuando el país desarrolla una cadena integrada de producción, refinación y logística. El comité intergremial reportó que los hidrocarburos representaron, en promedio entre 2021 y 2025, 4,2% del PIB y 30,5% de las exportaciones colombianas. Hoy hay otra oportunidad: la escasez de combustibles puede ampliar el diferencial entre productos refinados y crudo, conocido como crack spread. El Wall Street Journal reporta proyecciones de fuertes utilidades para refinadores estadounidenses; todavía son estimaciones de analistas para el tercer trimestre. Ese diferencial no equivale a utilidad neta: deben descontarse operación, energía, mantenimiento, transporte y financiación. Para Colombia, capturar valor exige aumentar la disponibilidad y el rendimiento de combustibles comercializables, reducir paradas y optimizar la mezcla de crudos. La ganancia nacional debe medirse en valor agregado e importaciones evitadas, sin sumar como ingresos nuevos todas las ventas internas de una misma cadena.

¿Qué consecuencias tendría para el país una caída sostenida de la producción de petróleo durante los próximos cinco años?

Una caída sostenida debilitaría la generación de divisas y estrecharía la base fiscal, con efectos en proveedores, empleo y regiones productoras. Para mostrar la magnitud, si la producción descendiera 5% anual desde un nivel ilustrativo de 750.000 barriles diarios, terminaría cerca de 580.000 al cabo de cinco años. Es un ejercicio de sensibilidad, no una proyección oficial. La ANH registró 734.924 barriles diarios en febrero de 2026, una referencia fechada que permite apreciar el orden de magnitud de la base productiva. El riesgo consiste en que nuevos desarrollos no compensen la declinación de los activos existentes.

Precios altos podrían ocultar temporalmente esa pérdida de volumen, pero no la resolverían. Si posteriormente caen las cotizaciones, el país enfrentaría una combinación menos favorable de producción, ingresos y capacidad de inversión. También podría crecer la necesidad de importar algunos productos o fuentes energéticas, dependiendo del balance de refinación y consumo. La diversificación económica requiere inversión y tiempo; reducir la base exportadora antes de consolidar alternativas puede encarecer ese proceso. Por eso defendería sostener los proyectos rentables y usar sus recursos para ampliar otras actividades productivas, con metas fiscales que no dependan de una cotización excepcional del petróleo.

Usted ha planteado el potencial de las Américas como una batería energética global. ¿Qué significa esta visión y qué papel podría desempeñar Colombia?

La visión de las Américas como batería energética global describe una oferta complementaria de petróleo, gas, renovables, minerales y tecnología. Estados Unidos aporta servicios y conocimiento; Argentina desarrolla no convencionales; Brasil y Guyana expanden capacidades costa afuera; Venezuela ofrece una recuperación condicionada a inversión y estabilidad. Trinidad y Tobago también compite por ese capital: firmó con ExxonMobil un contrato de producción compartida para TTUD-1 el 12 de agosto de 2025 y anunció coordinación para acelerar permisos y ejecución. Es una referencia contractual y exploratoria, no producción nueva ya garantizada. La diversificación gana valor ante riesgos como Ormuz, por donde la AIE estima que circularon unos 20 millones de barriles diarios de crudo y productos en 2025. También importa la reversibilidad de las restricciones: Reuters informó el 9 de octubre que China reanudaría exportaciones tras una pausa, con alivio limitado para el mercado. La oferta refinada depende de decisiones comerciales y de instalaciones disponibles, además del petróleo extraído.

Ecopetrol podría articular esa oportunidad reponiendo reservas en Colombia, evaluando no convencionales, conservando activos competitivos en el Permian y estudiando asociaciones selectivas en Venezuela y Ecuador. Su participación en el congreso de Caracas del 30 de septiembre confirma búsqueda de oportunidades, no una inversión aprobada. Añadiría una prioridad industrial: maximizar la confiabilidad y conversión de Cartagena y Barrancabermeja. En 2025 el grupo registró una carga media de refinación de 417.100 barriles diarios; es crudo procesado, no producción de diésel. Priorizaría mantenimiento, eliminación de restricciones, eficiencia energética y mejores rendimientos de diésel y jet, dentro de límites operativos. Evaluaría ampliaciones por etapas con márgenes normalizados, contratos de suministro y demanda demostrada. Almacenamiento, ductos y puertos deben acompañarlas. La expansión regional requiere rentabilidad, protección contractual y cumplimiento de sanciones aplicables. La resiliencia surge de producir, transformar y entregar energía de manera confiable, con capital disciplinado.

¿Cuánto dinero podría dejar de recibir el país si mantiene sin desarrollar sus recursos no convencionales?

Existe un costo de oportunidad importante, pero no puede calcularse multiplicando todos los recursos geológicos por el precio del petróleo. La evaluación EIA/ARI de 2013 identifica un potencial técnicamente recuperable no probado; primero hay que establecer qué fracción resulta comercial, bajo qué costos y con qué desempeño ambiental. Para ilustrar la escala, un desarrollo hipotético de 100.000 barriles diarios a US$70 generaría US$2.555 millones anuales de ventas brutas; mantenerlo diez años equivaldría a US$25.550 millones nominales, antes de costos y sin descontar el tiempo. No es dinero asegurado para el Estado ni una valoración actual de los no convencionales.

También puede haber ingresos públicos de cientos de millones de dólares, pero deben calcularse con el régimen y la rentabilidad de cada proyecto. Como sensibilidad ilustrativa, si esos 100.000 barriles diarios dejaran un aporte público neto promedio de US$5-10 por barril, generarían US$182,5-365 millones anuales. Ese supuesto no es una tasa legal ni una estimación de contratos vigentes; exigiría modelar inversión, costos, regalías, impuestos y participación estatal para comprobarlo. En gas, sumaría importaciones evitadas y mayor confiabilidad industrial, descontando infraestructura y sin duplicar beneficios. Mi argumento es favorable al desarrollo: evaluar y perforar permite convertir una posibilidad en conocimiento y después en valor. Retrasar indefinidamente también tiene un costo, porque el capital, los proveedores y los mercados se trasladan a países que ejecutan.

¿Cómo está transformando la inteligencia artificial el negocio petrolero?

En mi columna de Forbes, publicada el 7 de octubre, «La gota negra del conocimiento: cuando el petróleo manufactura inteligencia», planteo que la industria petrolera puede producir conocimiento reutilizable, además de barriles. Cada campo genera información sísmica, geológica y operativa sobre presión, temperatura, agua, consumo energético y mantenimiento. La IA permite convertir ese acervo en modelos para evaluar el subsuelo, optimizar perforación, anticipar fallas y priorizar intervenciones. La oportunidad colombiana consiste en transformar décadas de experiencia en ingeniería, software y propiedad intelectual que puedan aplicarse a otros activos. Un hidrocarburo se comercializa; el aprendizaje obtenido de su producción puede mejorar decisiones repetidamente. Esa posibilidad requiere datos de calidad, derechos de uso claros, especialistas y validación técnica. Comprar software aporta herramientas; desarrollar capacidades propias permite capturar una mayor parte del valor.

Esa economía del conocimiento necesita una base física: electricidad estable, redes, conectividad y refrigeración confiables. Sin energía eléctrica firme es difícil desarrollar y aprovechar la IA a escala. La AIE proyecta que el consumo mundial de los centros de datos crecerá de 485 TWh en 2025 a unos 950 TWh en 2030; es una previsión para todos los centros de datos, no exclusivamente para IA. El gas puede aportar generación firme y el petróleo sostiene infraestructura, materiales y respaldo en aplicaciones específicas, junto con hidroelectricidad, renovables y almacenamiento. La IA puede funcionar con distintas fuentes eléctricas; lo decisivo es la confiabilidad y el costo del sistema. Para Colombia uniría seguridad energética con gobernanza de datos y talento técnico. En campos maduros, esa combinación puede reducir costos, mejorar recobro y responder antes a interrupciones, con resultados medidos frente a una línea base.

¿Cuánto dinero podría ahorrar o generar una petrolera mediante el uso de inteligencia artificial?

La cifra depende del activo y del problema que se resuelva. Un ejemplo: en una operación hipotética de 50.000 barriles diarios, recuperar 1% de producción sostenida equivale a 500 barriles diarios. Si el margen de contribución incremental fuera US$30 por barril, el beneficio anual sería unos US$5,5 millones, antes del costo de la solución y otras restricciones. Si, además, un programa independiente redujera 5% de un presupuesto operativo de US$100 millones, agregaría US$5 millones de ahorro. Es una ilustración financiera propia, no un resultado medido de GeoPark ni una promesa universal de la IA.

El beneficio conjunto exige comprobar que los efectos sean adicionales y no se superpongan. Deben descontarse sensores, integración, licencias, capacitación, ciberseguridad, electricidad y respaldo operativo, además de verificar que el resultado se sostiene. Aprobaría pilotos con una línea base comparable, indicadores económicos y responsables de realizar el valor obtenido. También evaluaría ingresos por servicios de ingeniería o modelos propios reutilizables en otros activos, cuando existan derechos sobre los datos y demanda comercial demostrada. Esa es la dimensión económica del conocimiento que planteo en Forbes: una capacidad desarrollada para resolver un problema puede generar valor más de una vez. La disciplina consiste en mantener los datos como un producto, proteger la propiedad intelectual y convertir mejoras comprobadas en flujo de caja. Un algoritmo sofisticado pierde valor si la operación no puede ejecutarlo de manera confiable.

Si pudiera recomendar tres decisiones urgentes al próximo Gobierno para garantizar la seguridad energética, ¿cuáles serían?

Mi primera decisión sería acelerar la contratación y ejecución de un portafolio viable, convirtiendo las áreas reservadas en oportunidades evaluadas y ofrecidas con reglas claras. Utilizaría la asignación directa cuando corresponda y procesos competitivos ágiles donde exista concurrencia, con operadores solventes y obligaciones verificables. La segunda sería asegurar la cadena completa de abastecimiento: gas nacional y transporte, refinación confiable, almacenamiento de combustibles y capacidad de importación diversificada como respaldo. Recuperar flujos de crudo no basta cuando fallan la conversión y la entrega de diésel. Priorizaría mejoras en instalaciones existentes antes de comprometer megainversiones que dependan de márgenes excepcionales de guerra. Cada proyecto debe resistir precios y márgenes normalizados, y el sistema debe responder a sequías, paradas de refinería y restricciones logísticas.

La tercera sería fortalecer Ecopetrol y convertir la decisión política del presidente Abelardo De La Espriella a favor del desarrollo petrolero en un compromiso duradero de inversión y seguridad jurídica. Colombia necesita contratos respetados, reglas fiscales previsibles y permisos con criterios claros, dentro del marco legal. Esa confianza debe sobrevivir a los cambios de gobierno. La protección ambiental exige evaluación científica, fiscalización y participación comunitaria; el Estado debe distinguir las objeciones legítimas de las presiones extremas que pretenden impedir cualquier desarrollo, e impedir que bloqueos ilegales o maniobras abusivas paralicen proyectos que cumplan la ley. Las controversias deben resolverse con evidencia y garantías de debido proceso. Ecopetrol necesita autonomía técnica para reponer reservas, aprovechar el Permian y evaluar asociaciones regionales rentables, con metas públicas de producción y flujo de caja. Un compromiso presidencial firme, respaldado por instituciones que ejecuten y protejan los contratos, puede atraer a las grandes petroleras y convertir el potencial colombiano en energía confiable, empleo e ingresos para el país.