Sirius apunta a producir 470 MPCD por 10 años si obtiene licencias.
Caribe colombiano, la nueva carta del gas
Colombia está apostando al mar Caribe para su próximo gran salvavidas energético. Según la ANH, los recursos contingentes 3C del offshore en esta cuenca alcanzan 7.448 gigapiés cúbicos (Gpc), equivalentes al 67% del total nacional. Hoy las reservas probadas del país son 2.064 Gpc, con una relación R/P de 5,9 años; por eso, los proyectos en aguas profundas emergen como ejes para reducir importaciones y asegurar el suministro.
En esa frontera destaca Sirius, a 77 kilómetros de Santa Marta, operado por Petrobras y Ecopetrol. El campo suma más de 6 terapiés cúbicos de gas in place y, de concretarse su desarrollo, podría elevar en 200% las reservas actuales. Las empresas lanzaron una oferta de venta anticipada por 249 GBTUD para entregas entre 2030 y 2035, mientras avanzan en la evaluación técnica y comercial.
De Chuchupa a Sirius: una historia que se renueva
La Cuenca Guajira marcó la historia gasífera con Chuchupa y Ballena. En 2013 aportaron cerca del 20% de la producción nacional; en 2024, el offshore guajiro produjo 92 MPCD (6% del total). Hoy hay 12 contratos activos en el Caribe: ocho en exploración, uno en exploración y evaluación, y tres solo en evaluación. Desde 2016 se han perforado 12 pozos con 58% de éxito, lo que confirma la madurez geológica de la zona.
Sirius: inversión, plazos y técnica
El plan de Petrobras y Ecopetrol contempla US$1.200 millones en exploración y US$2.900 millones en desarrollo. La decisión final de inversión (FID) se proyecta para el último trimestre de 2027. Si las licencias ambientales llegan a tiempo y la viabilidad comercial se confirma, la producción empezaría tres años después. El diseño “subsea to shore” llevará el gas del fondo marino a la costa, con una meta de 470 MPCD por 10 años con cuatro pozos productores.
El reloj regulatorio y social
El desarrollo está atado a 116 consultas previas para el ducto entre el campo y la costa y su integración al sistema nacional por Ballena. La ANH prepara 10 mesas de trabajo para acelerar concertaciones con comunidades Wayuu y afrodescendientes del área de influencia, respetando el debido proceso. La articulación interinstitucional, MinMinas, ANLA, DANCp, DIMAR, CREG, será determinante para acortar trámites y brindar seguridad jurídica.
Transporte: el verdadero cuello de botella
Sin infraestructura, el gas se quedaría en el subsuelo. El sector propone priorizar la reconversión del Oleoducto VIM–Interior para aportar hasta 400 MPCD en 2030, la línea submarina de Sirius al sistema nacional y soluciones de corto plazo como Ballena (TGI), que podría sumar 300 MPCD desde el primer año usando infraestructura existente.
¿Será más caro el gas offshore?
Expertos advierten que producir en aguas profundas es más costoso que en tierra firme. Aunque el gas importado puede resultar hasta 40% más caro, depender solo del offshore elevaría tarifas 20%–25% en ausencia de otras fuentes. Hay consenso en no frenar exploración terrestre y evaluar todas las alternativas para estabilizar precios y oferta.
Actividad exploratoria en alza
Entre 2014 y 2025 se reportan descubrimientos como Orca-1 (2014), Purple Angel-1 (2017), Gorgon-1 (2017), Sirius-1 (2022), Orca Norte-1 (2023), Glaucus-1 (2023) y Sirius-2 (2024), además del pozo Papayuela-1 en perforación. La tasa de éxito reafirma que el Caribe seguirá siendo la frontera principal de gas.
Lo que sigue para la industria
Con recursos significativos identificados, Colombia debe cerrar brechas en permisos, socialización y transporte. El desafío es convertir el potencial en moléculas entregadas a usuarios, con reglas claras para incentivar inversiones de largo plazo y encadenamientos locales.
Industria y Gobierno coinciden en que el tiempo es el activo más escaso: la coordinación de consultas y licencias definirá si el país evita mayor dependencia de importaciones. Campetrol insiste en enfocarse en seguridad energética y reducción de costos logísticos.
Empresas intensivas en gas, eléctrica, cerámica, alimentos, siguen de cerca cronogramas de oferta 2030–2035. Un atraso obligaría mayor uso de GNL y presionaría tarifas al alza, con impacto en competitividad.
El Caribe ofrece la mayor oportunidad gasífera en décadas. Si Colombia logra concertar con las comunidades, agilizar licencias y financiar infraestructura crítica, el offshore puede ser el puente entre seguridad energética y transición ordenada.
