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A 18 días de la posesión del presidente electo, Abelardo De la Espriella, el gobierno saliente radicó el sexto proyecto de ley desde 2018 para prohibir el fracking en Colombia.
De La Espriella, quien ha manifestado su intención de impulsar esa actividad, recibirá el país con dos pilotos suspendidos, un déficit de gas que ya se refleja en la tarifa y un debate legislativo sin resolver.
Óscar Feney Rincón Silva, director de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), entregó a LA FM un balance técnico sobre en qué estado quedó el fracking en el país y qué tendría que pasar para que arranque.
Kalé y Platero: qué tan lejos están de producir
Los pilotos Kalé y Platero, ubicados en el municipio de Puerto Wilches, Santander, quedaron suspendidos desde 2022 y no alcanzaron a entrar en la fase de perforación.
Según Rincón Silva, los proyectos contemplaban dos etapas: una fase previa y una fase de ejecución. Sin embargo, ambos quedaron detenidos en la primera.
"Los dos pilotos quedaron en todos los trámites y en todas las actividades que contemplaban la fase previa. No podemos hablar de retomar perforación puesto que nunca se empezó la perforación de los mismos", explicó el director de Acipet.
Eso significa que la reactivación no implica reanudar una obra interrumpida, sino continuar y avanzar en la fase previa y prepararse para pasar a la fase de ejecución. Cada pozo se encuentra en un punto distinto de ese proceso.
En términos de tiempo, Rincón Silva calculó dos o tres años para estar en una fase importante de producción, con una particularidad técnica: son proyectos modulares, lo que permite avanzar por etapas y generar curva de aprendizaje sobre el yacimiento mientras se incrementa la producción de crudo y gas.
Con los avances que se dieron previamente y, dependiendo del impulso y prioridad que se dé, en un año o año y medio podría iniciarse la fase de ejecución.
Sobre la capacidad operativa actual, el director de Acipet indicó que la capacidad operativa y del conocimiento existe, pero tras cuatro años de suspensión, es de suponer que quien tiene a cargo estos pozos no cuenta hoy con equipos ni servicios contratados para la ejecución, y que el plan de inversiones (Capex) de Ecopetrol tampoco contempla actualmente estos pilotos.
Magdalena Medio: la infraestructura que ya existe
Para Rincón Silva, la región tiene una ventaja construida durante más de 100 años de industria petrolera. Por el Magdalena Medio pasa el gasoducto de mayor capacidad del país, el que conecta el interior con la costa Caribe, además de oleoductos y poliductos existentes.
"Tenemos campos de producción cercanos que han desarrollado y tienen infraestructura que pudiera llegar a adaptarse. Quizás no para un desarrollo masivo o en grande del yacimiento, pero sí para las primeras fases del proyecto", señaló.
El director de Acipet también destacó la presencia de la principal refinería en el corazón del Magdalena Medio, que podría abastecerse directamente del crudo producido en la región si los yacimientos no convencionales entran en operación, lo que evitaría tener que importar crudo y gas y, por el contrario, permitiría incrementar las exportaciones.
Según estudios de la ANH de 2019, actualizados posteriormente, el país podría contar con reservas de crudo entre 3 y 4 veces las actuales, y en gas hasta 20 veces las reservas hoy contabilizadas, aunque esa proyección corresponde al total nacional.
En el Magdalena Medio predomina el crudo sobre el gas, mientras que en la cuenca Cesar-Ranchería ocurre lo contrario.
Sin embargo, la importancia no solo está en la disponibilidad de crudo y gas, sino en lo que ello significa para la seguridad y soberanía energética del país y, muy especialmente, en lo económico y fiscal.
El paralelo con Vaca Muerta
Rincón Silva identificó coincidencias entre las formaciones del Magdalena Medio y las de Vaca Muerta, en Argentina: ambas corresponden a rocas generadoras con contenidos importantes de hidrocarburos, aunque con diferencias en profundidad y otras características técnicas.
El desarrollo de Vaca Muerta arrancó en 2013, impulsado por una necesidad fiscal y energética urgente en Argentina. Colombia, según el director de Acipet, inició su exploración y preparación para el desarrollo de no convencionales en un momento similar, pero el ritmo de avance entre ambos países terminó siendo distinto.
"Argentina duró cerca de tres o cuatro años conociendo el yacimiento y aplicando una técnica diferente para la explotación de estos yacimientos. Cuando decidieron avanzar con la técnica del fracking, crecieron en el transcurso de un año de manera exponencial y no han dejado de crecer en la producción de gas y hoy abastecen todo el país y exportan gas desde Vaca Muerta", afirmó.
Rincón Silva planteó que Colombia podría aprovechar ese aprendizaje ya validado y alcanzar una producción relevante para la canasta energética del país en un plazo de dos a tres años desde el arranque efectivo de los proyectos.
Sobre las diferencias regulatorias, explicó que en Argentina la regulación de hidrocarburos es provincial —en el caso de Vaca Muerta, a cargo de la provincia de Neuquén—, mientras que en Colombia la regulación es de carácter nacional, lo que exige mayor coordinación entre instituciones para sacar adelante este tipo de proyectos.
La cuenta regresiva institucional
Hoy el país sigue demandando crudo y gas, y para cubrir esa demanda, mientras arranca Sirius y los proyectos de yacimientos no convencionales, para Acipet se deben agilizar los proyectos que hoy tienen recursos contingentes (ya descubiertos) y que dependen de superar algunas contingencias.
Según el informe de recursos y reservas de la ANH para 2025, el país cuenta con 10,5 teras cúbicos en recursos contingentes de gas, de los cuales 2,6 teras corresponden a recursos descubiertos en tierra (onshore), pendientes de trámites ambientales, sociales, regulatorios o económicos.
"No va a cubrir el déficit que tenemos seguramente, pero va a disminuir los volúmenes necesarios de importación", indicó Rincón Silva.
Esa importación ya tiene un efecto medible: de acuerdo con el informe de mayo de la Bolsa Mercantil y de la ANH, el 28% del gas comercializado en el país durante ese mes fue importado, un componente que, según explicó el director de Acipet, ya incide en el cálculo de la tarifa de gas que pagan los usuarios y que seguiría presionando al alza mientras crezca la dependencia de gas importado.
Un sexto intento de prohibición
El debate técnico se da en paralelo a un pulso legislativo que se repite desde 2018: el proyecto radicado el 20 de julio es el sexto intento de prohibir el fracking en Colombia por vía legal, y quedó en manos del Congreso que se instala junto con el nuevo gobierno el 7 de agosto.
Los intentos anteriores no lograron convertirse en ley, y este último llega a menos de tres semanas de que asuma un mandatario que ha planteado impulsar la actividad. De la correlación de fuerzas en el nuevo Congreso, y de qué tan rápido avancen las actividades definidas en la etapa previa, dependerá la entrada en ejecución de Kalé y Platero.
Pacto Histórico radica en el Senado el sexto proyecto para prohibir el fracking en Colombia
El Gobierno nacional radicó ante la Secretaría General del Senado un proyecto de ley para prohibir en todo el territorio nacional la exploración y explotación de hidrocarburos en Yacimientos No Convencionales (YNC) y el uso del Fracturamiento Hidráulico Multietapa en Secciones Horizontales, conocido como fracking.
Qué prohíbe el proyecto
El articulado consta de seis artículos. El primero fija el objeto: prohibir en el país la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos asociados a areniscas bituminosas, hidratos de metano, gas asociado a mantos de carbón, areniscas y carbonatos apretados y lutitas, así como el uso del fracking para explotar esos yacimientos.
El artículo 2 prohíbe específicamente la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa. El artículo 3 prohíbe la exploración y explotación de los YNC mencionados, con una excepción: el parágrafo 1 deja por fuera de la prohibición la exploración y explotación en rocas naturalmente fracturadas y en liditas o cherts, siempre que en esa actividad no se use la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa. El parágrafo 2 del artículo 3 deja sin vigencia los Contratos Especiales de Proyectos de Investigación (CEPI).
El artículo 4 establece el régimen de transición. A partir de la expedición de la ley no podrán suscribirse, adicionarse, renovarse ni prorrogarse contratos, concesiones, licencias o permisos ambientales para explorar o explotar YNC.
Para los contratos que ya están vigentes, la Agencia Nacional de Hidrocarburos deberá ofrecer a los contratistas, en su orden, cuatro alternativas: la celebración de un nuevo contrato para explotar yacimientos convencionales en la misma área contratada, el traslado de las inversiones, la adjudicación de áreas sobre las que no se hayan otorgado derechos, o la terminación del contrato por mutuo acuerdo.
En este último caso, el texto precisa que la terminación operaría "sin pago a cargo de los contratistas de la inversión pendiente por ejecutar o remanente correspondiente a los compromisos exploratorios pactados". Si transcurren dos años sin que el contratista se acoja a alguna de las opciones, los contratos se dan por terminados en las mismas condiciones y se procede a su liquidación. El artículo 5 encarga al Ministerio de Minas y Energía la reglamentación dentro del año siguiente a la promulgación, y el artículo 6 fija la vigencia a partir de la promulgación.
Un sexto intento sobre un terreno que hoy es legal
La exposición de motivos del proyecto reconoce que se trata del sexto intento legislativo para prohibir el fracking desde 2018, y que ninguno de los anteriores llegó a ser debatido y votado en su totalidad. El primero, en 2018, se archivó porque nunca fue agendado en la Comisión Quinta del Senado. Un segundo intento, en 2020, corrió la misma suerte en la Comisión Quinta de Cámara. Un tercero se archivó el 20 de junio de 2022. Un cuarto proyecto, radicado en 2022, alcanzó aprobación en segundo debate en el Senado, pero no fue agendado en la Comisión Quinta de Cámara.
Finalmente, un quinto proyecto tuvo mensaje de urgencia radicado el 18 de febrero de 2025 y no llegó a tener deliberación. Un sexto, con mensaje de urgencia del Gobierno nacional, fue archivado el 20 de junio de 2026 porque no se designaron ponentes para primer debate en la Comisión Quinta del Senado. El documento de radicación del proyecto actual no incluye mensaje de urgencia.
Claves del tema, en cuatro preguntas:
Fracking en Colombia en qué estado quedaron los pilotos Kalé y Platero?
Los pilotos Kalé y Platero, ubicados en Puerto Wilches (Santander), permanecen suspendidos desde 2022 y nunca alcanzaron la fase de perforación. Según Acipet, ambos proyectos quedaron detenidos en la etapa previa, por lo que una eventual reactivación implicaría completar ese proceso antes de iniciar la fase de ejecución.
¿Cuánto tardaría en producir si se reactivan los proyectos?
De acuerdo con la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), si se impulsa nuevamente el desarrollo de los pilotos, la fase de ejecución podría comenzar en un año o año y medio, mientras que una producción relevante de crudo y gas se alcanzaría entre dos y tres años después del inicio efectivo del proyecto.
¿Qué propone la nueva iniciativa radicada en el Congreso?
El Gobierno radicó el sexto proyecto de ley desde 2018 para prohibir el fracking en Colombia. La iniciativa busca impedir la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales mediante fracturamiento hidráulico, establece un régimen de transición para los contratos vigentes y deja la decisión final en manos del nuevo Congreso.
¿Por qué Acipet considera importante reactivar esta actividad?
Acipet sostiene que el desarrollo del fracking podría fortalecer la seguridad energética del país, reducir la dependencia del gas importado y aprovechar la infraestructura petrolera existente en el Magdalena Medio. Además, considera que Colombia podría replicar parte de la experiencia de Vaca Muerta, en Argentina, para incrementar su producción de hidrocarburos.
