Los grandes proyectos de exploración y producción de petróleo y gas enfrentan un problema recurrente: la distancia entre lo que se aprueba y lo que finalmente se ejecuta. Un análisis de la consultora Bain & Company, publicado el 31 de julio de 2026, indica que el 70,0% de estos desarrollos registra cambios en sus costos o en sus cronogramas, y que más de la mitad enfrenta sorpresas relacionadas con el subsuelo, es decir, con el comportamiento real del yacimiento o de los pozos. Dichas desviaciones pueden comprometer el valor de las inversiones en una industria que debe administrar su capital en medio de la incertidumbre.
La revisión de 110 inversiones del sector encontró que los costos brutos superaron las estimaciones iniciales en US$138.000 millones y que solo 21 proyectos explican el 93,0% de ese sobregasto. En otras palabras, el 19,1% de la muestra concentra casi todo el desvío, lo que indica que el riesgo no se distribuye de manera uniforme, sino que se acumula en un grupo reducido de iniciativas que requieren un seguimiento más riguroso desde sus primeras etapas.
Según Portafolio, que recogió las conclusiones del documento A Risk-Balanced Approach to Upstream Capital Projects, los problemas no se explican únicamente por las dificultades técnicas propias de la actividad, sino también por decisiones de planeación, estimaciones iniciales y procesos internos que no siempre incorporan los riesgos de forma adecuada. Entre las fallas identificadas aparecen definir el concepto del proyecto por orientación de los directivos sin compararlo con otras alternativas, reducir el tiempo de evaluación del yacimiento por presiones de presupuesto y cronograma, encargar los estudios iniciales a equipos con poca experiencia, diseñar instalaciones para un único escenario de producción y presentar como definitivas cifras que aún tienen un amplio margen de variación.
Para corregirlo, se proponen cuatro estrategias que combinan incertidumbre técnica y exposición financiera: explorar con audacia, asegurar la calidad de la decisión, avanzar rápidamente y ejecutar con disciplina. Diego García, socio y líder de Energía y Recursos Naturales de Bain para América del Sur, advirtió que aprobar una inversión «no cierra la gestión del riesgo», pues los sobrecostos y los retrasos también pueden surgir durante la ejecución y la puesta en marcha.
El debate cobra relevancia en Colombia, donde la base de recursos se estrecha. De acuerdo con el Informe de Recursos y Reservas 2025 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y el Ministerio de Minas y Energía, las reservas probadas de petróleo cerraron en 2.020 millones de barriles, equivalentes a 7,4 años de producción, y se repusieron 94 barriles por cada 100 extraídos. En gas natural, las reservas cayeron 16,8%, desde 2.064 hasta 1.717 gigapiés cúbicos, con una relación reservas-producción de 5,9 años.
El tiempo, además, juega en contra: según la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), con los contratos actuales la exploración llegaría hasta 2030; el periodo exploratorio puede extenderse hasta seis años y la evaluación de un hallazgo puede tomar otros dos antes de declarar su comercialidad. En el caso del gas, Sergio Cabrales, docente de la Universidad de los Andes, proyecta, según El Colombiano, un déficit de 124 GBTUD en marzo de 2027, equivalente al 10,8% de la demanda, si las regasificadoras del Pacífico y Puerto Bahía no entran en operación a tiempo.
Para Sectorial el hallazgo más relevante no es el porcentaje de proyectos con desviaciones, sino su concentración: que 21 de 110 inversiones expliquen el 93,0% del sobregasto indica que el riesgo se acumula en pocas decisiones de gran tamaño y no se diluye en el portafolio. Para Colombia, la lectura es doble. Con reservas de gas para 5,9 años y de petróleo para 7,4, el país tiene poco margen para absorber retrasos: cada año que se pierde entre la firma de un contrato y la primera producción reduce el colchón disponible.
Además, conviene precisar los límites del dato: el análisis de Bain es global y las fuentes consultadas no reportan sobrecostos de proyectos colombianos, por lo que no es posible extrapolar la cifra de US$138.000 millones ni el 70,0% al país. Lo que sí puede afirmarse es que la combinación de plazos largos, incertidumbre del subsuelo e infraestructura de importación aún en construcción encarece cualquier aplazamiento. Para operadores, aseguradores y financiadores, la señal es revisar con más rigor las decisiones iniciales de cada proyecto antes de comprometer capital.
Para seguir la evolución de las reservas, la inversión y el abastecimiento de petróleo y gas en Colombia, y dimensionar el riesgo de retrasos en los proyectos del sector, consulte el Índice de Desempeño Sectorial, los Informes Sectoriales y los Reportes de comercio exterior
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Fuentes consultadas:
- Portafolio (26 oct 2026): Sobrecostos y retrasos afectan al 70% de los grandes proyectos de petróleo y gas, según Bain & Company
- Portafolio (12 oct 2026): La exploración petrolera en Colombia tiene fecha límite en 2030: la advertencia de la ACP
- El Colombiano (oct 2026): El 40% del gas que consumen los colombianos ya es importado
- Bain & Company (31 jul 2026): A Risk-Balanced Approach to Upstream Capital Projects
