Son 38 los contratos firmados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos los que están por terminar, tres de ellos son de Parex, Gran Tierra y GeoPark.
En su lucha por atornillar a Ricardo Roa en la presidencia de Ecopetrol, el presidente Gustavo Petro ha insistido en que detrás de la presión habría intereses de petroleras que tienen en juego millonarios contratos de petróleo y gas que están a punto de acabar.
Estos tienen un valor superior a los 20 billones de pesos y no está clara la posición que asumirán los interesados ni la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en cabeza de Pablo Yesid Fajardo Benítez, quien está nuevo en el cargo que asumió el pasado el 11 de febrero de 2026 en reemplazo del boyacense Orlando Velandia que lo ocupó desde el comienzo del gobierno Petro.
El nuevo presidente de esta agencia clave para el futuro de los hidrocarburos en Colombia es de la cuerda del ministro de Minas Edwin Palma quien ha cambiado a casi todos los altos ejecutivos del sector.
La pregunta es, cuáles son esos contratos. En la lista de 392 contratos que publica la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) hay 38 en trámite de terminación (el 9,7 % del total vigente). 41 están suspendidos y 22 estarían en fase preliminar y de evaluación, lo que significa que 291 se encuentran en ejecución.
No todos los contratos en fase de terminación son iguales, y los mismo pasa con las cuencas. Unos son contratos de asociación que vienen antes de la ANH, otros son los llamados “maduros”, que están en producción, y los demás son bloques donde no se ejecutó la operación completa.
Los contratos que ya están terminando se encuentran en bloques de cuencas como Caguán-Putumayo, Llanos Orientales y Valle Medio del Magdalena, en los que el potencial remanente está estrechamente ligado tanto a la calidad del combustible como a la capacidad de los operadores que los han gestionado.
En la cuenca Caguán-Putumayo se ubican contratos que, según los expertos, tienen una combinación de alto potencial geológico, pero sus condiciones operativas son complejas, sin contar con pozos localizados en zonas complicadas de violencia y narcotráfico como es el Putumayo. Esta cuenca, históricamente subexplorada, mantiene prospectivas en crudos livianos y medianos, pero enfrenta desafíos logísticos, sociales y de seguridad. A esas problemáticas históricas, se ha sumado recientemente el cierre del oleoducto Trasandino, lo que la deja con graves dificultades para sacar el crudo a puerto.
En varios de estos contratos, con excepción de las multinacionales canadienses Parex y Gran Tierra, o Geopark y su filial Amerisur, de la que es desde hace poco tiempo es socia mayoritaria el grupo Gilinski, los contratistas han sido compañías más pequeñas con limitada capacidad de inversión sostenida, lo que ha incidido en su decisión de avanzar hacia la terminación.
No obstante, el retiro de estos operadores no implica la pérdida de valor del activo, sino que abre la posibilidad de que nuevos jugadores con mayor músculo financiero y experiencia en entornos complejos reactiven la exploración en los 11 bloques que están a punto de quedar libres.
Por su parte, en los Llanos Orientales, los contratos en trámite de terminación responden en muchos casos a la madurez natural de los campos. Empresas con presencia consolidada, incluyendo aquellas asociadas a Ecopetrol como Parex, con la que acaba de hacer alianza para explorar en el pie de monte Llanero o Frontera, que recientemente fue adquirida por Parex, han desarrollado intensivamente estos activos durante años, agotando las fases más productivas. No obstante, la infraestructura existente y el conocimiento detallado del subsuelo hace que estos bloques sigan teniendo atractivo, especialmente para compañías especializadas en recobro mejorado. Lo interesante es poder dar nueva vida a pozos con posibilidades de una segunda oportunidad de producción.
En la cuenca del Valle Medio del Magdalena el comportamiento es más heterogéneo. Algunos contratos en proceso de terminación han estado en manos de operadores que enfrentaron limitaciones técnicas o altos costos asociados a la complejidad geológica. Esta región, clave por su potencial en yacimientos no convencionales, requiere perfiles empresariales con alta capacidad tecnológica. En este sentido, la salida de ciertos contratistas podría interpretarse como un ajuste natural del mercado, donde los activos migran hacia operadores más especializados. Colpan Oil & Gas, Invpetrol Limited, y Ecopetrol S.A. dejarán 3 bloques.
En el Valle Inferior del Magdalena hay 5 contratos a punto de expirar y, en el Valle Superior, otros tantos (ver tabla). En Sinú-San Jacinto Gran Tierra (hoy Parex), Hocol filial de Ecopetrol y Perenco, la anglofrancesa enredada en la Fiscalía en julio pasado, terminan 3 contratos.
Lo cual quiere decir que los Llanos tienen el mayor valor inmediato, el Putumayo está en valor medio hacia arriba, el Magdalena Medio depende de la tecnología y la cordillera tiene el menor atractivo.
El valor estratégico de estos contratos
De los 38 contratos en terminación, solo: 5 o 6 tienen valor estratégico real, unos 10 pueden rescatarse y más de la mitad saldrán del sistema, según la apreciación de los conocedores.
Los 5 del top son:
Uno de Parex en Los llanos que se llama LL94, de crudo liviano, tiene la alta eficiencia exploratoria de la canadiense y es el primer candidato a extensión o expansión. Dicen que es el mejor de la lista.
Uno de Gran Tierra, también en Los Llanos, el LL85, de características similares al anterior, está en una zona ya probada, y su potencial puede crecer con nuevos descubrimientos.
Ecopetrol, con su CPO 10, en un área grande de los Llanos, compró CPO 9 a Repsol tras su salida de Colombia, y es, al parecer, el más estratégico de la lista.
Frontera, hoy Parex, opera VIM 22 en el Valle Inferior del Magdalena, que es una zona caliente en gas y hoy tiene demanda asegurada.
Putumayo (PUT 2 / 25 / Piedemonte Sur, de Gran Tierra, localizado en un área clásica que aumenta su potencial si aumenta la inversión y, desde luego, si disminuye la inseguridad.
A estos ganadores le siguen los marginales o que están en declive, como el del Putumayo PUT 2 de Gran Tierra, en los Llanos el LL21 de Omega Energy y el SN3 en Sinú San Jacinto.
Después, los que ya están de salida: Antares (Petrolera del Mar) en el Valle Superior del Magdalena, COR 33 de YPF Colombia en la Cordillera Oriental, Rosablanca de Invpetrol en el Valle Medio del Magdalena, y YPF bloques en Caguán-Putumayo.
Ya están prácticamente cerrados los TEA: CPE-8, COR 46, SN 1 que son contratos de Evaluación Técnica cuyo objetivo principal es evaluar el potencial hidrocarburífero de un área e identificar prospectos para celebrar un eventual contrato de E&P sobre una porción.
Después de este vistazo a los contratos petroleros próximos a terminación con base en Ecopetrol, y los que tienen mayor potencial real de renovación o extensión, se puede tener una idea de dónde están los 20 billones de los que habló el presidente.
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