Bogotá, 30 de octubre de 2025. Ecopetrol S.A. y Petrobras International Braspetro B.V. – Sucursal Colombia han formalizado un esquema de comercialización conjunta para la venta anticipada de la producción de gas natural del campo Sirius, ubicado en el contrato GUA-OFF-0 costa afuera del Caribe colombiano. Este mecanismo, diseñado para una asignación eficiente, pública y objetiva del recurso, cubre hasta 249 millones de pies cúbicos por día (MPCD) durante un período máximo de seis años, bajo la modalidad de contrato firme sujeto a condiciones regulatorias. Las compañías estiman concluir la firma de contratos de venta para el 12 de diciembre de 2025, con bases y documentos disponibles en sus portales web institucionales.
El campo Sirius, descubierto en 2024 y considerado la mayor reserva de gas natural en Colombia en cuatro décadas, alberga más de 6 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas in situ, equivalente a cerca del 200% de las reservas probadas actuales del país, según estimaciones preliminares de Petrobras. Con un inicio de producción proyectado para 2030, este desarrollo —que requiere una inversión total estimada en 5.000 millones de dólares, incluyendo 1.200 millones en exploración y 2.900 millones en desarrollo— se conectará al Sistema Nacional de Transporte de Gas, contribuyendo a mitigar el déficit proyectado en la matriz energética nacional para la década de 2030.
Mecanismo de asignación y transparencia en el proceso
El esquema de comercialización conjunta establece un procedimiento regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), priorizando la transparencia mediante publicaciones en los sitios web de Ecopetrol (sección de información comercial GNL) y Petrobras (oficinas internacionales). La asignación se rige por criterios objetivos de demanda, capacidad de pago y contribución a la estabilidad del mercado, con un volumen máximo de 249 MPCD —aproximadamente el 15% de la producción diaria esperada del campo— destinado a contratos de mediano plazo.
Esta estructura, que excluye ventas spot para enfocarse en compromisos firmes, alinea con la Resolución CREG 108 de 2017, que regula la comercialización de gas de nuevos descubrimientos. El proceso incluye consultas previas con comunidades indígenas y afrodescendientes en La Guajira, completadas en octubre de 2025, asegurando el cumplimiento de estándares ambientales y sociales. Documentos como términos de referencia y matrices de asignación están accesibles públicamente, fomentando la participación de industriales y distribuidores que representan el 70% del consumo nacional de gas.
Desde un análisis operativo, este modelo reduce riesgos de subutilización de reservas —un desafío en campos costa afuera donde los costos logísticos elevan el punto de equilibrio a 4-5 dólares por millón de BTU— al garantizar flujos predecibles de ingresos. Para Ecopetrol, operador con el 50% de participación junto a Petrobras, el esquema optimiza la curva de producción, proyectada en un pico de 1.600 MPCD, contribuyendo al 20% del suministro nacional post-2030.
Reservas y proyecciones de producción en el contexto energético
Sirius forma parte de la cuenca de La Guajira, con potencial para elevar las reservas probadas de Colombia de 7 Tcf actuales a más de 13 Tcf, según datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). La perforación del pozo Sirius-2 confirmó volúmenes recuperables de al menos 4 Tcf, con una tasa de recobro estimada del 70% mediante técnicas de inyección de agua y compresión. El desarrollo incluye plataformas flotantes y un gasoducto submarino de 100 kilómetros, con costos operativos anuales de 300 millones de dólares una vez en marcha.
Estas proyecciones responden a un escenario de declive en la producción de gas convencional, que cayó un 5% anual entre 2020 y 2025, según el Ministerio de Minas y Energía. Sin nuevos aportes como Sirius, el país enfrentaría un déficit de 500 MPCD para 2032, con pérdidas económicas estimadas en 7.000 millones de dólares por importaciones de GNL y racionamientos industriales. El campo, con un IRR proyectado del 18%, generará royalties y participaciones del 25% al fisco, equivalentes a 3.940 millones de dólares entre 2029 y 2050, fortaleciendo la balanza fiscal en un contexto de transición energética donde el gas cubre el 35% de la matriz.
Implicaciones macroeconómicas para la seguridad energética
La comercialización conjunta de Sirius refuerza la seguridad energética de Colombia, un pilar del PIB que representa el 4% directo de la actividad hidrocarburífera. Al estabilizar precios internos —actualmente en 4,2 dólares por millón de BTU, por debajo del promedio global de 6 dólares—, el mecanismo mitiga volatilidades en sectores como petroquímica y generación térmica, que dependen del 60% de gas doméstico. Para inversionistas, el proyecto ofrece un perfil de bajo riesgo geopolítico, con Petrobras aportando expertise en deepwater —responsable del 40% de su producción en Brasil— y Ecopetrol diversificando su portafolio costa afuera, donde el 80% de reservas futuras se concentran.
En un horizonte de descarbonización, Sirius alinea con la Política de Transición Energética 2050, actuando como puente hacia renovables al reducir importaciones de GNL —proyectadas en 200 millones de dólares anuales para 2030—. Económicamente, generará 5.000 empleos directos durante desarrollo y 1.000 permanentes, con un multiplicador de 2,5 en cadenas de valor locales como construcción naval en Cartagena. Sin embargo, el éxito depende de la expansión del gasoducto Barranquilla-Caribe, con capacidad actual de 600 MPCD, para evitar cuellos de botella que eleven costos en un 15%.
Este hito conjunto entre Ecopetrol —responsable del 60% de la producción nacional de hidrocarburos— y Petrobras subraya la integración regional en el Caribe, donde campos transfronterizos como Sirius podrían elevar exportaciones de gas a 100 MPCD para 2035, según la ANH. Para el sector financiero, el esquema fortalece la calificación crediticia de Ecopetrol (BBB- por S&P), atrayendo bonos verdes por 1.000 millones de dólares en 2025, y posiciona a Colombia como hub energético andino, con impactos en el tipo de cambio y reservas internacionales.
En síntesis, la formalización de esta comercialización no solo asegura el flujo eficiente de un recurso crítico, sino que sustenta un crecimiento económico proyectado del 2,8% para 2026, al mitigar riesgos de escasez y fomentar inversiones en infraestructura. El proceso, con su énfasis en transparencia, ejemplifica cómo alianzas público-privadas internacionales pueden equilibrar desarrollo responsable y necesidades energéticas nacionales.
