El fracking aparece como una alternativa ante la caída de las reservas de gas natural, la creciente dependencia de las importaciones y la necesidad de recuperar la producción de hidrocarburos. Esto reactivó la discusión sobre si se aprovechan o no los yacimientos no convencionales.
Las cifras reflejan la urgencia de buscar nuevas fuentes de abastecimiento, por ejemplo, entre 2015 y 2025, las reservas probadas de gas natural del país disminuyeron de 9,9 a 5,9 años. A septiembre de este año, según Campetrol, la producción nacional acumuló una caída anual de 13,4%, mientras que las importaciones aumentaron cerca de 40%, con un salto de 138% solo en septiembre. Por su parte, las reservas probadas de petróleo se ubicaron en 7,4 años y mantuvieron estabilidad.
En este contexto, los yacimientos no convencionales serían una alternativa por el tamaño de su potencial, ya que, de acuerdo con el estudio Yet to Find, de laAgencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), el potencial de hidrocarburos que podría extraerse de estas formaciones equivale a 97 veces las reservas probadas actuales de gas natural y a más de cuatro veces las de petróleo.
La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) estima que aprovechar estos recursos podría extender la autosuficiencia energética del país aproximadamente 70 años para el gas y casi 16 años para el petróleo.
Con ese panorama, dos compañías ya pusieron fecha sobre la mesa, se trata de GeoPark y Drummond Energy, quienes consideran que Colombia avanzaría hacia el desarrollo comercial del fracking en 2027, sin necesidad de realizar piloto experimentales.
"No necesitamos hacer los pilotos. Podemos ir directamente al desarrollo comercial. (...) Colombia ya cumple con el 80% de las condiciones para implementar los yacimientos no convencionales", afirmó Felipe Bayón, presidente de GeoPark.
También hizo una comparación con la experiencia de Argentina, donde GeoPark ingresó con activos en Vaca Muerta y fue testigo de una transformación energética acelerada. En apenas una década, dijo, la provincia de Neuquén multiplicó su producción de gas hasta alcanzar niveles que hoy son casi cuatro veces superiores a la producción de gas de Colombia.
A su turno, Alberto García, country manager de Drummond Energy, manifestó que la compañía busca reactivar sus tres contratos suspendidos de gas asociado al carbón y avanzar con la perforación de su primer pozo mediante fracking el próximo año: "Necesitamos hacer el primer pozo el próximo año".
Sin embargo, los tiempos que proyecta la industria no coinciden del todo con los de las autoridades. Mientras las petroleras esperan iniciar las perforaciones en 2027, Yeny Cortés, vicepresidenta de Operaciones, Regalías y Participaciones de la ANH, señaló que la expectativa es que esto ocurra en los próximos dos años, lo que situaría el horizonte de inicio alrededor de 2028.
Así, entre el potencial que destaca la industria y la posibilidad de convertirlo en producción todavía hay varios retos. Aunque los gremios ven oportunidades para aumentar las reservas, generar empleo, atraer inversiones y recibir más ingresos por impuestos, aún hay dudas sobre cuánto hidrocarburo hay en el subsuelo, las reglas para su explotación, los permisos ambientales y la infraestructura necesaria para extraerlo y transportarlo.
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La posibilidad de desarrollar yacimientos no convencionales estuvo, prácticamente, congelada durante el Gobierno de Gustavo Petro, que frenó el avance de los pilotos de fracking como parte de su apuesta por la transición energética.
Ahora, el panorama político apunta en otra dirección, debido a que el Gobierno de Abelardo de la Espriella plantea reactivar esta actividad y darle un lugar dentro de la estrategia de seguridad energética y sostenibilidad fiscal.
De hecho, el borrador del Plan Nacional de Desarrollo 2026-2030 reconoce al petróleo, el gas y el carbón como palancas fundamentales para las finanzas públicas. Entre sus objetivos está recuperar una producción de un millón de barriles diarios de petróleo, garantizar la soberanía del gas natural y habilitar el aprovechamiento de los no convencionales mediante el fracking.
En paralelo, la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (Anla) trabaja en la actualización de los instrumentos que permitirían evaluar y tramitar estos proyectos. Su director, Sergio Piñeros, explicó que los términos de referencia y las metodologías ambientales deben modificarse de manera articulada.
"Vamos a publicar los términos de referencia del fracking. Para ello, es necesario revisar y ajustar la metodología general, pero ambos procesos se adelantarán en paralelo", señaló.
Desde la industria, uno de los principales argumentos es que Colombia no necesita repetir los pilotos experimentales para avanzar hacia el desarrollo comercial. Por ejemplo, Frank Pearl, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), aseguró que hay contratos que están "absolutamente listos para arrancar" y recordó que el Consejo de Estado determinó que los pilotos de fracking no son un requisito para desarrollar esta actividad.
No obstante, aclaró que todavía se requiere una medida administrativa para dar el siguiente paso. "Los inversionistas están esperando tener garantías en términos de que los procesos de consulta previa y licenciamiento se van a desarrollar de una manera tranquila, transparente, eficaz y con tiempos predecibles", explicó.
A esto se suma la competitividad frente a otros países productores de hidrocarburos. Pearl señaló que Colombia compite con Argentina, cuya tasa efectiva de tributación ronda el 25%, y con Venezuela, donde los costos de extracción pueden ser considerablemente menores.
Además, el fracking requiere grandes inversiones de capital, por lo que la industria reclama reglas estables y de largo plazo. Argentina, por ejemplo, ofreció 30 años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria mediante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), creado en 2024.
En Colombia se prepara una iniciativa similar con la Ley de Rescate Fiscal: el Régimen Único para Generar Estabilidad Empresarial (RUGE), que ofrece reglas de juego estables y fijas por un periodo de 16 años, buscando dar certidumbre a proyectos extractivos. Por eso, Pearl considera necesario recuperar el atractivo del país para la inversión petrolera.
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Aunque el fracking puede ampliar la oferta de hidrocarburos, sus riesgos ambientales y sociales siguen generando debate. Carlos Vasco, consultor y profesor de la Universidad de Antioquia, considera que estos impactos pueden gestionarse contecnología, buenas prácticas y controles, aunque no eliminarse por completo. Su principal preocupación es la capacidad del Estado para vigilar el cumplimiento de las obligaciones ambientales después de otorgar los permisos.
Advierte que las perforaciones son apenas el comienzo, pues también se requieren inversiones, infraestructura de transporte y acuerdos con las comunidades de los territorios por donde tendrían que pasar los gasoductos.
En cuanto a los riesgos ambientales, Robinson Mancilla, ingeniero de petróleos y coordinador de las especializaciones en Gestión Ambiental en la Industria Minera y Petrolera y Geotecnia Ambiental, sostiene que estos pueden minimizarse mediante personal especializado, estudios previos y controles técnicos durante las operaciones.
El experto explica que, para proteger las fuentes de agua superficiales y subterráneas, es necesario evitar fugas de los fluidos utilizados en el fracturamiento hidráulico y garantizar el aislamiento adecuado de las formaciones. También señala que se deben realizar estudios para determinar la disponibilidad de agua y establecer cuánto líquido puede captarse sin afectar el recurso hídrico.
En el caso del suelo, considera fundamental prevenir derrames mediante pruebas en los pozos y monitoreo de las presiones para detectar posibles fugas.
La sismicidad es otro de los aspectos que requiere seguimiento. Mancilla explica que la inyección de agua puede aumentar la presión de poro de las rocas y generar microsismos. Por eso, plantea monitorear los eventos y detener las operaciones si se identifican variaciones que puedan representar un riesgo.
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"La idea es que, si algún parámetro presenta una variación, tengamos la capacidad y la experiencia necesarias para detener la operación, tomar medidas para contrarrestar lo que pueda ocurrir e informar a la ANH y al Ministerio de Minas y Energía", puntualizó.
Por su parte, Corficolombiana estima que Colombia cuenta con mejores condiciones para evaluar el potencial de los yacimientos no convencionales y gestionar sus riesgos, gracias a los avances tecnológicos, las líneas base y el marco jurídico. El desafío, señala, es garantizar un desarrollo responsable.
En el mapa geológico colombiano sobresale la formación La Luna, considerada por la ANH uno de los principales objetivos para la exploración de hidrocarburos no convencionales.
Estaformación geológica, correspondiente al Cretácico Superior, se extiende por cuencas como el Valle Medio del Magdalena, Catatumbo y Cesar-Ranchería. Es reconocida como una de las principales rocas madres generadoras de hidrocarburos del país.
Según el analista Sergio Cabrales, las estimaciones de recursos técnicamente recuperables de La Luna alcanzan hasta 18 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural, equivalentes a cerca de nueve veces las reservas probadas actuales de Colombia.
En petróleo, los cálculos se ubican entre 4.600 y 8.000 millones de barriles, es decir, entre dos y cuatro veces las reservas actuales del país. Estas estimaciones corresponden a evaluaciones de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) y escenarios desarrollados por la ANH.
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La ubicación de esta formación también representa una ventaja. Se encuentra principalmente en el Valle Medio del Magdalena, entre Barrancabermeja y el sur del Cesar, una zona que cuenta con más de un siglo de actividad petrolera, infraestructura, acceso a mercados y conocimiento geológico acumulado.
Por estas características, Cabrales considera que La Luna se encuentra entre los proyectos de shale más relevantes de América Latina y del hemisferio occidental, junto con formaciones como Marcellus Shale, en Estados Unidos, y Vaca Muerta, en Argentina.
El analista destaca que las áreas con mayor potencial dentro del Valle Medio del Magdalena no presentan superposición ni proximidad con ecosistemas de páramo, lo que establece una separación geográfica entre las zonas prospectivas y estos ecosistemas estratégicos.
