Colombia busca reactivar el desarrollo de sus recursos hidrocarburíferos no convencionales y abrió una nueva etapa en el debate sobre el fracking. Las bases del Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2026-2030, impulsado por el presidente Abelardo de la Espriella, incluyen medidas para promover esta técnica como parte de una estrategia destinada a recuperar la producción petrolera, fortalecer el abastecimiento de gas natural y reducir la dependencia de las importaciones. La propuesta contempla avanzar en el desarrollo de yacimientos no convencionales bajo un esquema de “fracking responsable”, con evaluación científica, regulación y vigilancia ambiental. 

 

El planteo representa un cambio de orientación respecto de la política del gobierno anterior de Gustavo Petro, que había suspendido los proyectos piloto previstos para evaluar la técnica en Colombia. Ahora, el nuevo escenario político abre la posibilidad de avanzar hacia una explotación comercial, aunque todavía existen desafíos técnicos, económicos, regulatorios y sociales.

 

En ese contexto, GeoPark planteó que el país podría perforar su primer pozo de fracking comercial en 2027, sin necesidad de desarrollar previamente proyectos piloto. La propuesta fue presentada por Felipe Bayón, presidente de la compañía y expresidente de Ecopetrol, quien considera que Colombia puede aprovechar la experiencia acumulada por la industria en Estados Unidos y Argentina. Bayón sostuvo que la perforación podría concretarse el próximo año si se completan los procedimientos necesarios. “Estoy convencido de que se puede perforar el primer pozo el próximo año. El momento es ahora”, afirmó.

 

La iniciativa supone modificar el camino que se había previsto para evaluar los recursos no convencionales. Mientras GeoPark propone avanzar directamente con una perforación comercial, desde la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señalaron que trabajan en los procedimientos de licenciamiento ambiental y en la obtención de información directa sobre las características de los yacimientos. Yeny Cortés Puentes, vicepresidenta de Operaciones, Regalías y Participaciones de la ANH, indicó que el organismo espera que en los próximos dos años pueda perforarse un pozo que permita avanzar en la evaluación de los recursos.

 

Felipe Bayón.

 

El objetivo de la industria es aprovechar el potencial geológico del Valle Medio del Magdalena, donde se encuentra la formación La Luna, considerada una de las principales áreas con posibilidades para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales. La apuesta por los recursos no convencionales se vincula con la situación del abastecimiento energético colombiano. Según los datosde la ANH, las reservas probadas de gas natural cayeron un 57% entre 2016 y 2025, mientras que en septiembre de 2026 las importaciones llegaron a cubrir el 39% de la oferta.

 

En ese escenario, el gobierno busca recuperar la producción nacional y reducir la vulnerabilidad frente a las compras externas. Sin embargo, el potencial de la formación La Luna estaría concentrado principalmente en petróleo y no en gas: estimaciones de Ecopetrol indican que apenas el 15% del potencial recuperable de La Luna y El Tablazo correspondería a gas natural.

 

Las bases del Plan Nacional de Desarrollo también plantean avanzar en la exploración de yacimientos convencionales, proyectos costa afuera y recursos no convencionales, con el objetivo de alcanzar una producción de un millón de barriles diarios de petróleo en 2030. Para ello, el documento propone nuevos esquemas de asignación de áreas y contratación, con convocatorias competitivas a cargo de la ANH. En materia de gas, incluye el desarrollo de campos descubiertos, proyectos en tierra y oportunidades costa afuera, además de inversiones en infraestructura de transporte, almacenamiento y regasificación. La discusión sobre el fracking se enmarca en una estrategia más amplia para recuperar la actividad hidrocarburífera y garantizar el suministro interno.

 

La industria petrolera colombiana observa especialmente la experiencia argentina en Vaca Muerta como una referencia para evaluar el desarrollo de los recursos no convencionales. Desde GeoPark destacaron la importancia de construir un ecosistema que articule al Estado, las provincias, las empresas operadoras y los proveedores para reducir costos y acelerar los tiempos de perforación. Sin embargo, el desarrollo de una industria de estas características requiere una curva de aprendizaje. La rentabilidad de los primeros proyectos colombianos todavía es incierta y dependerá de las características de la roca, los precios internacionales, la tecnología utilizada y la infraestructura disponible.

 

Abelardo De La Espriella.

 

Uno de los principales desafíos es la intensidad de las inversiones. Los pozos no convencionales concentran buena parte de su producción en los primeros años y requieren perforaciones sucesivas para sostener los niveles de extracción. Por esa razón, las compañías necesitan desembolsos continuos durante períodos prolongados.

 

La industria también reclama condiciones regulatorias y fiscales estables. En ese sentido, Colombia prepara el Régimen Único para Generar Estabilidad Empresarial (RUGE), que contempla estabilidad para las inversiones por hasta 16 años, frente a los 30 años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria que ofrece el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) argentino. Además, el desarrollo de los yacimientos del Magdalena Medio requeriría inversiones en caminos, ductos y plantas de tratamiento. La infraestructura existente presenta limitaciones y el gas que pudiera extraerse debería separarse del petróleo y acondicionarse antes de ingresar a la red de transporte.

 

El debate también incluye el reparto de los riesgos económicos. Parte de la industria propone que el Estado participe en la etapa inicial mediante inversiones en infraestructura, incentivos fiscales e incluso perforaciones exploratorias a través de la ANH o Ecopetrol. De esa manera, se buscaría reducir la incertidumbre sobre el potencial de los yacimientos antes de comprometer grandes inversiones privadas.

 

 

Pero la viabilidad del fracking en Colombia no depende solamente de los resultados geológicos y económicos. La actividad enfrenta cuestionamientos vinculados con el uso y la protección del agua, la gestión de los fluidos de retorno, la integridad de los pozos y la posible generación de sismicidad. A esos desafíos se suman cuestiones operativas, como el tratamiento de las aguas de alta salinidad, el transporte de insumos y equipos y la disponibilidad de infraestructura en las zonas de explotación.

 

De esta manera, la incorporación del fracking en las bases del Plan Nacional de Desarrollo 2026-2030 y el planteo de GeoPark para perforar un pozo comercial en 2027 marcan un cambio en la orientación de la política hidrocarburífera colombiana. No obstante, el potencial estimado de los recursos todavía debe traducirse en resultados concretos de producción y rentabilidad.