La producción petrolera de Santander mostró una caída en el primer trimestre del año. ¿Qué esta pasando con los campos de crudo del departamento?
En 2026, Santander tuvo el peor arranque de su producción petrolera desde que existen datos comparables (2013).
De acuerdo con los datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, el departamento tuvo una producción promedio de 40.580 barriles diarios de crudo entre enero y marzo de este año.
Ese resultado es peor que los datos consolidados de 2024, en los que Santander había alcanzado los 40.883 barriles diarios de crudo.
En contraste con 2025, Santander mostró una caída del 4,4 % en su producción de petróleo, según los datos de la ANH analizados por Vanguardia. Tan solo para dimensionar, hace 12 años, el departamento tenía una producción promedio de 65.296 barriles diarios de crudo.
Si bien el campo La Cira Infantas se mantiene por amplio margen como el principal contribuyente a la producción de Santander, su declinación es evidente, de acuerdo con los datos de la ANH.
En promedio, dicho campo tuvo una producción de 24.190 barriles diarios en el primer trimestre de 2026. Mientras que en ese mismo periodo de 2015 dicho contrato alcanzaba los 40.123 barriles diarios en promedio. Es decir, una diferencia cercana a los 16.000 barriles.
Vale recordar que en abril hubo protestas y bloqueos durante dos semanas por parte de comunidades y trabajadores de la industria frente a la reducción del presupuesto de inversión en el campo petrolero. Finalmente, hubo acuerdos entre las comunidades, trabajadores de la industria y Ecopetrol que permitieron normalizar las actividades en la zona.
La producción petróleo a nivel nacional cayó a menor ritmo
De acuerdo con los datos de la ANH, la producción petrolera del país tuvo un promedio de 740.621 barriles diarios entre enero y marzo.
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Ese resultado implica una caída del 2,2 % frente al primer trimestre de 2025, periodo en el que se produjeron 757.747 barriles diarios en promedio.
Sergio Cabrales, profesor, investigador y consultor del sector minero-energético, advirtió que en marzo la producción de petróleo cayó a 740.497 barriles por día, “el nivel más bajo de ese mes desde 2015″.
“El rango de producción entre 2015 y 2025, que en marzo ha oscilado entre 1.023.000 y 745.000 barriles por día. Por tanto, la producción de marzo de 2026 (740.497 barriles por día) se ubica por debajo de ese rango histórico y constituye el mínimo de ese mes”, dijo Cabrales.
Una de los mayores cuestionamientos surgió luego de que la ANH señalara que el resultado promedio de producción es 3,15 % superior al escenario de reservas probadas (1P).
Frente a ese mensaje, el experto Cabrales resaltó que mencionar que el resultado no es una señal positiva.
“Afirmar que es superior a lo esperado, dado el nivel de reservas, no implica que este nivel de producción sea una señal positiva”, dijo Cabrales.
Una oportunidad de precio que no se aprovecha del todo
El pasado jueves, 30 de abril, el barril de Brent escaló a niveles de US$126 y luego retrocedió a los US$113.
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De acuerdo con las estimaciones hechas por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines, Acipet, por cada US$1 que sube el barril del petróleo Brent, entran cerca de $500.000 millones a utilidad de Ecopetrol.
Previo al ataque en Irán, el barril de Brent se encontraba cerca a los US$75.
Cabe recordar que la estatal petrolera tiene a su cargo la producción cercana al 66 % del crudo del país.
En el caso de Santander, esa diferencia es mucha más notoria. Ecopetrol representa el 95,3 % de la producción petrolera del departamento.
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Sin embargo, los expertos coinciden en que con la caída de la producción de petróleo de este año, el país está dejando pasar el buen momento de los precios.
¿Cuáles son las razones de la caída de producción de petróleo en Santander?
Para el ingeniero de petróleos y profesor de la Ingeniería de Petróleos de la UIS, Óscar Vanegas Angarita, estos resultados obedecen a la clara declinación de los principales campos de Santander.
“Están en declinación y la mayoría son campos menores (marginales en producción primaria); o sea que no tienen las reservas remanentes suficientes para implementarles recobro mejorado (EOR). No da el cierre financiero”, dijo Vanegas a Vanguardia.
El ingeniero explicó que los campos que tienen potencial ya cuentan recobro secundario con inyección de agua, como La Cira Infantas, Casabe y Llanito, entre otros.
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El director ejecutivo de Acipet, Óscar Rincón, habló recientemente con Vanguardia sobre el potencial del departamento con el desarrollo de los yacimientos no convencionales.
De hecho, la primera misión de Santander 2050, la hoja ruta para el desarrollo de Santander, tiene como objetivos que antes del 2030 existan pilotos de 'fracking’ en Santander.
“Hacia el futuro la matriz energética de Colombia tiene que crecer en diversidad, pero tiene que crecer en volumen porque el país cada vez requiere más energía y parte del éxito del desarrollo de los países está en su soberanía y en su seguridad energética, es decir, garantizar la autosuficiencia energética para lograr el desarrollo del país”, dijo Rincón en alusión a las iniciativas desarrolladas en Argentina y México.
Sobre el debate de los yacimientos no convencionales, Rincón destacó que es algo de lo que se debe hablar “abierta, tranquila y técnicamente”.
El director de Acipet recordó que las tecnologías han avanzado. “Hoy en día no tenemos las mismas estructuras, tecnología, procesos y los mismos desarrollos de hace 10, 15 o 20 años”, puntualizó Rincón.
En su diagnóstico del sector, advirtió que si bien hay importaciones para que las refinerías puedan mantener sus dietas, a futuro está en juego el volumen para abastecerlas.
“Desarrollar yacimientos que nos permitan garantizar la sostenibilidad de la refinería que representa, para el caso de Santander, un aspecto muy importante de su economía”, afirmó Rincón.
En contraste, Vanegas señaló que, a su juicio, el problema está en la tecnología a utilizar. En declaraciones a este medio, Rincón advirtió que el Fracturamiento Hidráulico Multietapa a través de Pozos Horizontales sería una tecnología “invasiva” que podría derivar en daños ambientales o afectaciones a la salud y comunidades.
