El hallazgo en el pozo Sandía-1 se ubica cerca de los descubrimientos de Sirius y Copoazú y fortalece el potencial gasífero costa afuera, en momentos en que las reservas probadas de gas del país continúan disminuyendo.
Petrobras y Ecopetrol anunciaron este lunes un nuevo descubrimiento de gas natural en aguas profundas del Caribe colombiano con la perforación del pozo exploratorio Sandía-1, un hallazgo que refuerza el potencial gasífero de la región y se produce en momentos en que el país enfrenta una reducción sostenida de sus reservas probadas de este combustible.
El pozo está ubicado en el bloque GUA-OFF-0, aproximadamente a 42 kilómetros de la costa colombiana, en una lámina de agua de 1.285 metros. Además, se encuentra a solo 18 kilómetros de los pozos Sirius-1 y Sirius-2 y a 9 kilómetros de Copoazú-1, otros descubrimientos de gas realizados en el mismo corredor exploratorio del Caribe.
Según las compañías, la perforación comenzó el 12 de junio y alcanzó su profundidad final el pasado 29 de julio. Los intervalos donde se confirmó la presencia de gas están siendo evaluados mediante registros de pozo y posteriormente serán sometidos a análisis de laboratorio para determinar sus características y potencial comercial. El comunicado no revela todavía una estimación de los volúmenes encontrados.
Petrobras, operador del bloque con una participación de 44,4%, desarrolla el proyecto junto con Ecopetrol, que posee el 55,6%, en el marco del contrato suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
Para ambas compañías, el hallazgo fortalece el potencial del offshore colombiano. Petrobras señaló que el descubrimiento hace parte de su estrategia de recomposición de reservas mediante la exploración de nuevas fronteras, mientras que Ecopetrol afirmó que la exitosa campaña exploratoria costa afuera confirma “el gran potencial de gas que se tiene en el Caribe colombiano” y contribuye a incrementar la oferta futura del combustible en el país.
El anuncio llega en un contexto de creciente preocupación por la seguridad energética. El más reciente informe de recursos y reservas de la ANH mostró que las reservas probadas de gas natural cayeron de 2.064 giga pies cúbicos (Gpc) en 2024 a 1.717 Gpc al cierre de 2025, una reducción de 17%.
Naturgas advirtió además que la disminución acumulada alcanza 46% en los últimos cinco años y pidió acelerar el desarrollo de nuevos proyectos tanto en tierra firme como costa afuera para revertir esa tendencia. Según el gremio, Colombia dispone de recursos de gas y del conocimiento técnico para desarrollarlos, pero requiere avanzar con mayor rapidez en su producción.
La presión sobre la oferta ya comienza a reflejarse en el mercado. Según el analista y profesor Sergio Cabrales, en julio de 2026 el precio promedio de los nuevos contratos de gas natural nacional alcanzó un máximo histórico de US$14,03 por millón de BTU (MBTU) en el mercado primario colombiano. Durante ese mes se negociaron 715.786 MBTU diarios y los contratos de contingencia en Cupiagua y Cusiana, utilizados por el mantenimiento programado de la terminal de regasificación de SPEC, registraron precios promedio de US$16,58 y US$15,74 por MBTU, respectivamente. En otros puntos de entrega, Jobo alcanzó US$15 por MBTU, Sinú-9 US$13,09 y Ballena US$10,83, reflejando un incremento generalizado de los precios.
De acuerdo con Cabrales, estos resultados evidencian un mercado con fuertes restricciones de oferta, una mayor dependencia de contratos interrumpibles y una disponibilidad limitada de producción nacional. A ello se suma el encarecimiento del gas importado, cuyo precio promedio para los contratos correspondientes a junio, julio y agosto llegó a US$18,39 por MBTU, impulsado por las tensiones geopolíticas internacionales y reduciendo significativamente la diferencia frente al gas producido en Colombia.
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Reportado por Narciso De la Hoz G.