Las reservas probadas de hidrocarburos ascendieron a 1.893 MBPE, con lo cual logró reemplazar la producción total de 2024 y adicionar un 4%. El 89% de las reservas corresponden a campos en Colombia y el 11% restante en Estados Unidos.
Ecopetrol anunció sus reservas probadas de petróleo, condensados y gas natural (reservas 1P), incluida su participación en filiales y subsidiarias, a 31 de diciembre de 2024.
Al cierre de 2024, las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol fueron de 1.893 millones de barriles de petróleo equivalentes (MBPE), diez millones más frente a 2023. El índice de reemplazo de reservas fue 104%, con una vida media de reservas equivalente de 7,6 años (líquidos 7,8 años y gas 6,7 años).
Las reservas fueron determinadas y certificadas en 99,2% con base en los estándares y metodología de la US Securities and Exchange Commission (SEC), a través de tres firmas especializadas e independientes (Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton, y Gaffney, Cline & Associates), y el restante 0,8% por la Gerencia de Recursos y Reservas de Ecopetrol.
El precio utilizado para la valoración de las reservas de 2024 fue 79,7 USD por barril frente a 82,8 USD por barril en 2023.
En 2024, el Grupo Ecopetrol llevó a cabo la incorporación de 260 MBPE de reservas probadas, la más alta de los últimos 3 años, de las cuales 244,3 MBPE fueron de crudo y 15,3 MBPE de gas, con una producción total acumulada en el año de 250 MBPE, la más alta de los últimos 9 años.
Del balance total de reservas probadas, el 80% son líquidos y el 20% corresponde a gas.
Orgánicamente, se incorporaron 231 MBPE debido principalmente a gestión en la maduración de nuevos proyectos y a la ejecución e implementación de proyectos de desarrollo primario y de expansión de recobro mejorado en campos como Caño Sur, Rubiales, Castilla, Chichimene, Akacías, Pautó-Floreña, La Cira-Infantas, Apiay-Suria y Palogrande, entre otros.
Inorgánicamente, en el neto de las adquisiciones y desinversiones realizadas por Ecopetrol, durante 2024 se incorporaron 29 MBPE, dentro de los cuales se destaca el cierre exitoso de la negociación con Repsol para adquirir el 45% restante de su participación en el bloque CPO-09, ubicado en el departamento del Meta. Con esta transacción, Ecopetrol se convirtió en propietario del 100% de este activo en el Piedemonte Llanero, y adicionó 32 MBPE.
En el frente de gas, se destaca la incorporación neta de 15 MBPE provenientes de:
i) Proyectos asociados a nuevos pozos de desarrollo y la optimización de infraestructura con la reducción de presión en el Piedemonte Llanero en los campos Pauto y Floreña,
ii) El plan de ejecución de actividades en el Permian, y,
iii) La comercialidad de Arrecife, los cuales mitigaron parcialmente los impactos por irrupción de agua en los campos Cupiagua, Cusiana, Guajira y Gibraltar.
Por su parte Ecopetrol Permian incorporó 22 MBPE como resultado principalmente de las optimizaciones realizadas en las campañas de perforación en las subcuencas de Midland y Delaware, en Texas, Estados Unidos.