Colombia tuvo que recurrir a un volumen histórico degas importado para atender su demanda energética. En septiembre de 2026, las compras externas alcanzaron un promedio de 415,8 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), el nivel más alto de la serie histórica y un incremento de 138,1% frente al mismo mes de 2025.
El dato refleja la creciente dependencia del país del suministro externo, en un momento en que la producción nacional continúa disminuyendo. Según el más reciente reporte de laCámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), el gas importado representó el 37,1% de la demanda atendida en septiembre, es decir, más de una tercera parte del consumo.
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En total, la demanda atendida ascendió a 1.120,8 MPCD. De ese volumen, 705 MPCD correspondieron a producción nacional comercializada y 415,8 MPCD a gas importado.
La situación también dejó en evidencia losriesgos de depender únicamente de la terminal de regasificación SPEC LNG, ubicada en Cartagena. Una contingencia operativa en uno de sus trenes redujo temporalmente su capacidad y obligó al Gobierno a declarar un racionamiento programado durante seis días de septiembre.
La producción fiscalizada de gas natural se ubicó en 1.083 MPCD en septiembre, con una disminución de 21,9 MPCD (-2%) frente a agosto y de 160,1 MPCD (-12,9%) en comparación con septiembre de 2025, cuando alcanzó 1.243 MPCD.
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Por su parte, elgas comercializado, es decir, el volumen que efectivamente se pone a disposición del mercado, promedió 705 MPCD, una reducción de 12 MPCD (-1,7%) frente al mes anterior y de 109 MPCD (-13,4%) respecto al mismo periodo del año pasado. Entre enero y septiembre de 2026, este indicador promedió 704,2 MPCD, 12,9% menos que en igual periodo de 2025.
Por departamentos, Casanare concentró el 65,8% de la producción fiscalizada nacional, pero registró una disminución de 6,4 MPCD (-0,9%), al pasar de 718,7 a 712,4 MPCD.
Las principales reducciones se presentaron en los campos Cupiagua (-5,7 MPCD) y Cusiana Norte (-5,4 MPCD). Estas caídas fueron compensadas parcialmente por el aumento de Pauto Sur, que sumó 10,9 MPCD, equivalente a un crecimiento de 3,2%. Córdoba también registró una disminución importante. Su producción pasó de 74 a 67,2 MPCD, una reducción de 6,8 MPCD (-9,2%).
Este comportamiento estuvo relacionado con las caídas de los campos Nelson, Palmer, Cañahuate y Arandala, que en conjunto restaron 7 MPCD, y Mágico, con una reducción de 1,3 MPCD. La entrada de Cañaflecha, que aportó 3,5 MPCD, compensó parcialmente esas disminuciones. También se reportaron retrocesos en Sucre, con 2,4 MPCD menos (-5,1%), y La Guajira, con una caída de 2,1 MPCD (-2,5%).
El crecimiento de las compras externas no se limita a septiembre. Entre enero y ese mes, las importaciones de gas natural promediaron 266,9 MPCD, un aumento de 56,2% frente al mismo periodo de 2025, cuando se ubicaron en aproximadamente 170,9 MPCD.
En ese lapso, el gas importado representó el 27,5% de la demanda nacional, frente al 17,4% registrado un año atrás. Esto evidencia que la participación del suministro extranjero viene aumentando a medida que disminuye la oferta nacional.
"La oferta nacional de gas continúa en descenso y las importaciones alcanzaron un máximo histórico de 415,8 MPCD. La contingencia en SPEC LNG, que llevó a declarar un racionamiento programado entre el 24 y el 29 de septiembre, evidenció la vulnerabilidad de depender de un único punto de importación que ya cubre el 37% de la demanda de gas del país", afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol.
El dirigente gremial también destacó la reserva de nuevas áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que consideró un paso relevante para reactivar la exploración de hidrocarburos.
En ese contexto, recordó que durante la IX Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, Campetrol insistió en el desarrollo de los cuatro pilares de la estrategia 4x4: aumentar la producción de los campos existentes, desarrollar el potencial de gas, materializar los yacimientos no convencionales e incrementar la exploración.
El retroceso de la producción de hidrocarburos también se reflejó en el petróleo. En septiembre de 2026, la producción fiscalizada de crudo se ubicó en 729.600 barriles diarios, una reducción de 0,4% frente a agosto, equivalente a 3.100 barriles menos por día.
En comparación con septiembre de 2025,la caída fue de 2,9%, es decir, 22.000 barriles diarios menos.
El departamento del Meta, que concentra la mayor parte de la producción petrolera del país, registró una disminución de 4.800 barriles diarios (-1,1%), al pasar de 430.100 barriles diarios en agosto a 425.300 en septiembre.
Por municipios, Cabuyaro presentó el mayor retroceso, con una reducción de 3.700 barriles diarios (-11,5%), al pasar de 32.000 a 28.300 barriles diarios.
La caída estuvo asociada al comportamiento del campo Índico, cuya producción pasó de 20.600 a 16.900 barriles diarios, una disminución de 18,1%. De acuerdo con el reporte del tercer trimestre de GeoPark, socio junto con ONGC del bloque CPO-5, la producción enfrentó dificultades por bloqueos comunitarios que ya fueron superados.
También disminuyó la producción en Guamal, con 800 barriles diarios menos (-2,1%), y Acacías, con una reducción de 600 barriles diarios (-0,7%).
En estos dos municipios se destacó el comportamiento del campo Akacías, que pasó de 29.700 a 28.200 barriles diarios, una caída de 1.500 barriles (-5%). Según Campetrol, el resultado estuvo relacionado con restricciones en el manejo de agua.
Santander registró una reducción de 800 barriles diarios (-2,2%), al pasar de 39.100 a 38.200 barriles diarios, principalmente por el comportamiento del campo Yariguí-Cantagallo, que disminuyó 600 barriles diarios.
En Arauca, la producción cayó 800 barriles diarios (-1,9%), al pasar de 43.800 a 43.000 barriles diarios. La disminución estuvo explicada principalmente por el campo Rex NE, que perdió 1.500 barriles diarios (-17,9%).
Este resultado fue compensado parcialmente por Tame, donde la producción aumentó 1.300 barriles diarios (31,4%), impulsada por los incrementos de los campos Capachos Sur y Andina. En Capachos Sur, además, entró en operación un nuevo pozo a mediados de septiembre.
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Los campos Rubiales, Caño Sur Este y Akacías, que cuentan con campañas activas de perforación, produjeron en conjunto 175.600 barriles diarios durante septiembre. Este volumen representó el 24,1% de la producción nacional.
Entre enero y septiembre, estos tres campos registraron una producción promedio de 173.700 barriles diarios, equivalente al 23,8% del total nacional.
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En el acumulado de los primeros nueve meses de 2026, la producción fiscalizada de petróleo promedió 731.000 barriles diarios, una disminución de 2,2% frente al mismo periodo de 2025, equivalente a 16.700 barriles diarios menos.
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