El sector de hidrocarburos y representantes institucionales plantearon la meta de activar la explotación de yacimientos no convencionales a partir de 2027 sin recurrir a proyectos piloto de investigación integral. La propuesta se consolidó durante la IX Cumbre de Petróleo, Gas y Energía celebrada en Cartagena, donde se expuso la necesidad de frenar el retroceso en la autosuficiencia energética.
El contexto de abastecimiento interno refleja que, con corte a octubre de 2026, las compras externas de gas natural alcanzaron a cubrir el 40 % del consumo en el territorio nacional. Dicha cifra sitúa al país en un escenario de vulnerabilidad ante las oscilaciones de las tarifas globales y las limitaciones operativas de la infraestructura de regasificación.
Paso directo al desarrollo comercial
Voceros corporativos defendieron la viabilidad de prescindir de etapas experimentales previas. El presidente de GeoPark, Felipe Bayón, afirmó que la nación cuenta con las condiciones técnicas para ingresar directamente a la fase de explotación comercial desde 2027.
A esta postura se sumó Alberto García, country manager de Drummond Energy, quien remarcó que las discusiones sobre estas formaciones geológicas se han prolongado por casi 15 años. Según el directivo, durante 2027 debe concretarse la transición de los debates hacia la implementación técnica en aras de asegurar el gas y dinamizar la economía.
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🔥 Lo más vendido en TemuToca para ver precios y ofertas →Por parte de los gremios, el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Frank Pearl, señaló que una sola determinación administrativa bastaría para facultar estas labores. No obstante, advirtió que el capital privado requiere estabilidad normativa, entornos de inversión competitivos y celeridad tanto en las consultas previas como en los trámites de licenciamiento ambiental.
Respaldo estatal e impulso a los trámites ambientales
La iniciativa recibió apoyo de autoridades del sector energético y del Ejecutivo:
- José Manuel Restrepo: el vicepresidente catalogó esta técnica extractiva como una alternativa estratégica orientada a impulsar el empleo, el valor agregado interno y la captación de divisas.
- Yeny Cortés: la vicepresidente de operaciones, regalías y participaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) estableció como prioridades resolver las licencias ambientales en curso y lograr la perforación de pozos durante los siguientes dos años para recabar información dinámica del subsuelo.
Dimensiones del subsuelo y proyección fiscal
Los cálculos técnicos destacan la magnitud de estas formaciones frente a los inventarios energéticos en declive. Conforme al informe Yet to Find (2021) elaborado por la ANH, el volumen de recursos prospectivos recuperables en formaciones no convencionales representa aproximadamente 97 veces las reservas probadas vigentes de gas natural y cuadruplica holgadamente las de crudo.
En el frente macroeconómico, estimaciones de ACGGP, Aciem, ACP y Campetrol fundamentadas en el esquema del CREE señalan que la reactivación general del renglón y la concreción de estos planes aportarían $695 billones adicionales al erario público hasta el año 2050.
Frente a las zonas prioritarias, el presidente de Campetrol, Nelson Castañeda, llamó a capitalizar el denominado ‘Fracking 4.0’ junto a las lecciones de Argentina y Estados Unidos para llevar a fase industrial las cuencas de Cesar-Ranchería y el Valle Medio del Magdalena. Por su parte, el presidente de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), Jaime Checa Jiménez, concluyó que la certificación oficial de tales recursos exige perforaciones, evaluaciones de producción y registros directos en pozo.
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