Petrobras y Ecopetrol invierten USD 1.000M en gas offshore en Colombia
Andrés Valcárcel · Energía y Clima ·
La estatal brasileña completó ayer su mayor campaña de exploración en el Caribe, con cinco pozos en dos años y medio. Colombia pasa a primera línea en su expansión internacional.
Petrobras y Ecopetrol completaron el lunes 5 de octubre su mayor campaña de exploración de gas natural en aguas profundas del Caribe colombiano tras invertir aproximadamente USD 1.000 millones, consolidando la posición de la estatal brasileña fuera de su mercado doméstico. El programa de dos años y medio implicó la perforación de cinco pozos exploratorios sin accidentes ni incidentes operacionales.
El anuncio marca un giro en la estrategia de Petrobras, que hasta ahora había concentrado su narrativa reciente en el pre-sal brasileño y cuenca Foz do Amazonas. Colombia representa ahora una apuesta de escala comparable, con participación operativa directa y exposición a un recurso —gas natural— que el país andino necesita desarrollar con urgencia.
Reparto de participaciones y rol operativo
Petrobras operó el programa con participación del 44,4%, mientras Ecopetrol retiene el 55,6% de participación en el bloque GUA-OFF-0 bajo contrato con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia. La subsidiaria operadora de Petrobras es Petrobras International Braspetro B.V. – Sucursal Colombia (PIB-COL).
El liderazgo operativo de Petrobras en un bloque donde Ecopetrol tiene mayoría accionaria refleja el peso técnico de la brasileña en <abbr title="exploración y producción en aguas profundas">offshore</abbr> profundo. Ecopetrol, empresa integrada colombiana de petróleo y gas, aporta conocimiento local y acceso regulatorio; Petrobras, la maquinaria de perforación y gestión de campañas complejas.
Tres descubrimientos en seis meses
La campaña arrojó tres anuncios de descubrimiento desde marzo, todos confirmados mediante registros de cable y muestreo de fluidos en las zonas objetivo.
| Descubrimiento | Fecha de anuncio | Detalle técnico |
|---|---|---|
| Copoazu-1 | 18 marzo 2026 | Intervalos con gas confirmados; hidrocarburo en zona objetivo secundaria |
| Sandia-1 | 3 agosto 2026 | 42 km offshore, 1.285 m de profundidad de agua |
| Sirius-1 y Sirius-2 | Previos (dic 2024) | Volúmenes de gas en sitio superiores a 6 Tcf |
El dato más relevante está en Sirius: para diciembre de 2024, los volúmenes de gas en sitio superaban 6 billones de pies cúbicos (<abbr title="trillion cubic feet, medida de volumen de gas">Tcf</abbr>). Seis Tcf equivalen aproximadamente a 170.000 millones de metros cúbicos, una cifra que coloca al conjunto en el rango de proyectos de desarrollo comercial si se confirma la fracción recuperable.
El esquema <abbr title="conexión directa del pozo submarino a instalaciones en tierra, sin plataforma intermedia">subsea-to-shore</abbr> reduce costos de capital frente a plataformas fijas o flotantes, pero exige infraestructura submarina robusta y distancias manejables. Con Sandia-1 a 42 km de costa, el diseño es factible técnicamente.
Escala logística de la campaña
La operación logística incluyó más de 1.000 vuelos en helicóptero que transportaron más de 16.000 pasajeros, mientras que buques movieron más de 147.600 toneladas de carga y 45 millones de litros de combustible. Son cifras de infraestructura comparable a proyectos en el Búzios brasileño, aunque en un entorno geológico distinto.
- 1.000 vuelos en helicóptero para rotación de personal y carga crítica.
- 16.000 pasajeros transportados durante los dos años y medio de operación.
- 147.600 toneladas de carga movidas por buques de apoyo.
- 45 millones de litros de combustible para alimentar operaciones continuas.
El programa se ejecutó sin accidentes reportados, un dato que cobra relevancia en contexto ambiental y regulatorio. Colombia ha enfrentado tensión política sobre exploración <abbr title="en el mar, alejado de la costa">offshore</abbr> en zonas sensibles; una campaña limpia facilita el avance hacia etapas de desarrollo.
Colombia necesita gas doméstico
El país enfrenta un horizonte de escasez de gas natural si no desarrolla nuevos recursos. Las reservas probadas actuales cubren demanda limitada, y la dependencia de importaciones desde Venezuela o licuado (GNL) introduce volatilidad de precio y vulnerabilidad geopolítica. Las empresas enfocaron creciente atención en el Caribe offshore colombiano a medida que el país busca desarrollar nuevos recursos de gas natural doméstico, siendo el aumento del suministro de gas un objetivo central de la campaña de exploración.
El bloque GUA-OFF-0 se sitúa frente a la costa de La Guajira, región con infraestructura de transporte de gas existente que conecta con el interior del país. La geografía reduce costos de tie-in y acelera time-to-market frente a otras cuencas offshore sin infraestructura desarrollada.
Qué sigue para Petrobras fuera de Brasil
La campaña colombiana coloca a Petrobras como operador activo en un país que no es Brasil, con participación significativa y exposición a un commodity distinto al petróleo crudo del pre-sal. La empresa mantiene operaciones internacionales en otras geografías —Golfo de México, África—, pero Colombia representa una escala de inversión y compromiso operativo mayor que posiciones minoritarias o acuerdos puntuales.
El consorcio deberá ahora evaluar comercialidad de los volúmenes descubiertos, completar estudios de reservorio y avanzar hacia una decisión final de inversión (<abbr title="Final Investment Decision, hito que autoriza desarrollo comercial">FID</abbr>) para entrada en producción. Los USD 2.900 millones de inversión en desarrollo solo se materializarán si las pruebas de pozo y modelado económico confirman rentabilidad a precios esperados de gas en Colombia durante la próxima década.
Petrobras no ha emitido guidance público sobre timing de FID, pero reportes del regulador colombiano previos apuntan a ventanas de producción entre 2028 y 2029 si el proyecto avanza sin demoras regulatorias. Con 13 millones de metros cúbicos diarios durante diez años, el proyecto aportaría aproximadamente 47.500 millones de metros cúbicos acumulados, un volumen que cubre varios años de demanda incremental colombiana según proyecciones del Ministerio de Minas.