Las ocho zonas de fracking en Colombia con mayor potencial de gas

El potencial no se limita al Valle Medio del Magdalena, la zona más asociada al debate. Según el profesor de la Universidad de los Andes Sergio Cabrales, Sinú-San Jacinto lidera el listado con cerca de 66 terapiés cúbicos de gas, seguida por el Valle Inferior del Magdalena (18 tpc), Cesar-Ranchería (más de 10 tpc) y el propio Valle Medio del Magdalena, con 13 tpc y 7.000 millones de barriles de petróleo. Alberto García, presidente de Drummond Energy, maneja cifras distintas —23 tpc para Cesar-Ranchería y 8 tpc para el Magdalena Medio—, diferencia que solo se resolverá con más perforación exploratoria. Completan el mapa el Catatumbo, el Valle Superior del Magdalena y el potencial petrolero de la cordillera Oriental y el Caguán-Putumayo.

El respaldo estadístico proviene del informe de reservas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos: el país cerró 2025 con 1.717 gigapies cúbicos de gas probado, una caída que dejó la autosuficiencia en 5,9 años, mientras el petróleo se mantuvo en 2.020 millones de barriles con un horizonte de 7,4 años.

Cesar-Ranchería y Magdalena Medio concentran las primeras apuestas del fracking en Colombia, según César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy: la primera, por los casi veinte años de experiencia de Drummond en la región; la segunda, por su cercanía al corredor férreo Santa Marta-La Dorada, el puerto de Barrancabermeja y el gasoducto Ballena-Barrancabermeja, factores que Cabrales señala como claves para reducir costos logísticos. Vera aclara que, más adelante, el país deberá evaluar también el Valle Inferior del Magdalena, Sinú-San Jacinto y las áreas costa afuera.

Un debate de siete años sin pilotos

El punto de partida de los no convencionales en Colombia fueron los proyectos piloto Kalé y Platero, adjudicados entre 2020 y 2021 a Ecopetrol y ExxonMobil en Puerto Wilches, Santander, y suspendidos en 2022 por la oposición del entonces gobierno de Gustavo Petro. Juan Carlos Hurtado, presidente encargado de Ecopetrol, señala que Kalé podría reactivarse una vez se resuelvan las condiciones financieras, legales y ambientales, mientras que Platero requiere una licencia congelada hace cuatro años. Pese a la pausa, la petrolera mantuvo su aprendizaje junto a Occidental Petroleum en la cuenca del Permian, y Cabrales agrega que GeoPark sumó experiencia similar en Vaca Muerta, Argentina.

Para Luz Stella Murgas, presidenta de Naturgás, el país perdió siete años discutiendo un esquema que ya cuenta con el aval técnico y ambiental del Consejo de Estado. El gremio le propone a la Agencia Nacional de Hidrocarburos avanzar con el fracking en Colombia mediante la reconversión de los contratos existentes, que otorgaría directamente a Ecopetrol el derecho de exploración y explotación sin exigir nuevos pilotos. Murgas insiste en que la tecnología ya está probada en Estados Unidos y Argentina. Recuerda, además, que compañías como ConocoPhillips y ExxonMobil salieron del país por la falta de reglas claras para invertir.

Más del 30 por ciento del gas que consume Colombia llega hoy del exterior, y esa cifra explica la urgencia del debate. El viceministro de Energía, Armando José Cuello, sostiene que el país necesita disponer de toda la oferta posible ante la escasez actual, sin que la seguridad energética riña con la sostenibilidad. Alejandro Castañeda, presidente de Andeg, considera indispensable destrabar el fracking en Colombia para cubrir el vacío que dejará la declinación de los campos maduros, incluso con la entrada del megaproyecto costa afuera Sirius, que aportaría cerca de 400 millones de pies cúbicos diarios hacia 2031. La demanda, mientras tanto, crecerá entre 4 y 5 por ciento anual, lo que también hará necesarias nuevas terminales de importación.

Los costos de apostarle al fracking en Colombia

Alberto Consuegra, exvicepresidente ejecutivo operativo de Ecopetrol, advierte que la técnica no será una solución inmediata: un pozo piloto puede costar hasta 100 millones de dólares al inicio, cifra que bajaría a 15 millones conforme avance la curva de aprendizaje, lo que implicaría cerca de 1.500 millones de dólares anuales para desarrollar 100 pozos, un volumen que tampoco resolvería de inmediato la escasez. García calcula que estas iniciativas podrían atraer hasta 10.000 millones de dólares en cuatro años, aunque advierte que los plazos de retorno superan un periodo presidencial y que la falta de continuidad entre administraciones aleja a los inversionistas.

Lamenta que Argentina haya consolidado Vaca Muerta en el mismo tiempo que Colombia discutía el tema y se quedó atascada en el debate regulatorio. Para Murgas y García, la ruta inmediata para destrabar el fracking en Colombia pasa por reactivar los contratos vigentes, resolver las licencias ambientales pendientes y ofrecer estabilidad jurídica al subsuelo colombiano.

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