La producción nacional de petróleo se mantuvo una trayectoria estable operativa durante marzo de 2026, e incluso aumentó en 3,1% en el primer trimestre del año, informó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
La ANH señala que, al cierre de marzo, la producción de petróleo alcanzó 740.497 barriles por día (Bppd), mientras que la producción comercializada de gas natural fue de 700 millones de pies cúbicos por día (Mpcd).
Mientras, en el trimestre enero – marzo de 2026 el promedio diario de producción llegó a 740.812 Bppd, es decir, 3,1% más que el escenario de reservas probadas (1P) establecido en 718.168 Bppd. Este escenario corresponde al 91,7% del perfil asociado a las reservas probadas + probables (Reservas 2P = 807.519 Bppd), destaca el documento.
El resultado positivo durante marzo pasado (incremento de 5.573 Bppd frente a febrero último) “se debe a la recuperación del campo Índico (Meta) tras superar bloqueos sociales, en buena parte gracias a la gestión que ha venido adelantando la Gerencia de Seguridad, Comunidades y Medio Ambiente de la ANH para lograr acuerdos con las comunidades de las áreas de influencia de los proyectos hidrocarburíferos (+6.450 Bppd), el aporte de nuevos pozos en Mateguafa (Casanare) (+1.926 Bppd) y la entrada de dos pozos en Castilla Norte (Meta)”, añade el documento.
No obstante, la ANH también identifica factores que han generado menor aporte de producción en algunos campos, lo cual incide en el desempeño de activos estratégicos, entre ellos:
- Incremento en el corte de agua en campos de Arauca y Casanare.
- Eventos eléctricos por fluctuaciones en la red de distribución que alimenta campos del Meta.
- Declinación natural en la presión de yacimientos en campos maduros, los cuales representan el mayor potencial de producción de crudo del país.
Comercialización de gas
La producción comercializada de gas promedio en lo corrido de 2026 se situó en 693 Mpcd. Esta cifra representa el 92,2% frente a las reservas probadas 1P (751,21 Mpcd).
De acuerdo con la ANH, esta diferencia responde a caídas de producción por afectaciones técnicas que se presentan principalmente en campos productores de la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, y que están asociadas a:
- Incremento en la producción de agua y migración de sólidos.
- Empaquetamientos de pozos por producción de arena.
En marzo, la producción de gas creció 5 Mpcd (0,6%) frente a febrero, evidenciando una recuperación tras las disminuciones de diciembre de 2025 y enero de 2026.
Estas caídas en producción comercializada estuvieron vinculadas a:
- Disminución estacionaria del consumo (segunda quincena de diciembre y primera de enero). Es decir que, aunque se tenía un buen potencial de producción de gas, la nominación de algunos agentes disminuyó, generando un menor volumen de gas comercializado.
- Declinación natural de la presión en yacimientos productores e incrementos en el corte de agua.
- Ejecución de mantenimientos programados en equipos de facilidades de producción.
Según el informe de la ANH, “los incrementos de marzo obedecen a la superación de algunos de estos factores, destacándose la estabilización en la producción del campo Gibraltar y la recuperación de producción en los campos Pandereta y Cañahuate mediante trabajos de servicio a pozo”.
Destaca el análisis que la producción de crudo “se comporta de acuerdo con lo previsto en el perfil de reservas”. Al respecto agrega: “Estamos gestionando los activos con el mayor rigor técnico para amortiguar la declinación natural en la presión de los yacimientos y garantizar que cada pie cúbico de gas producido llegue a los hogares colombianos”, concluye la ANH.